buku gas metana batubara.pdf

ISBN : 978-979-8218-26-2

2012

Gambar SampulPilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan, Sumatera Selatan

ISBN : 978-979-8218-26-2

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat i

PENGANTAR

Saat ini pemerintah Indonesia terus berupaya untuk memenuhi kebutuhan akan energi gas nasional yang terus meningkat secara signifikan. Peningkatan ini terutama disebabkan oleh tingginya permintaan di sektor industri, serta tuntutan untuk menggunakan energi ramah lingkungan manjadikan gas sebagai sumber energi yang paling kompetitif. Kenyataan ini mendorong pemerintah secara intensif mencari dan mengembangkan sumber gas alternatif. Salah satu potensi sumber gas alternatif adalah Gas Metana Batu bara (GMB) atau yang lebih populer dikenal sebagai Coalbed Methane (CBM). GMB tersebut memainkan peranan penting dalam bauran energi (Energy Mix) Nasional sebagai sumber energi andalan dan bahan bakar fosil yang bersih. Ke depan, GMB sebagai sumber energi baru diharapkan dapat menjadi solusi alternatif terhadap kemungkinan kekurangan pasokan energi listrik, karena keberadaannya yang cukup menjanjikan khususnya di Sumatera dan Kalimantan. Sejalan dengan pengembangan pengusahaan dan pemanfaatan GMB baik dalam penelitian maupun lapangan, tentu tidak akan terlepas dengan kebutuhan informasi GMB sebagai rujukan. Pengalaman dan pengetahuan LEMIGAS dalam melaksanakan Pilot Project GMB di lapangan Rambutan yang disusun menjadi buku "Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat" diharapkan dapat menjadi sumber informasi.Dengan tersusunnya buku ini, saya menyampaikan penghargaan dan ucapan terima kasih atas jerih payah yang telah dilakukan oleh Bidang Afi liasi dan Informasi serta pihak terkait, semoga karya ini dapat memberikan pemahaman mengenai potensi dan pemanfaatan GMB di Indonesia.

Jakarta, Desember 2012

Kepala Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”

Dra. Yanni Kussuryani, M.Si.

ii Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

PRAKATA

CBM (Coal Bed Methane) atau Gas Metana Batubara merupakan famili gas alam dengan dominasi gas metana yang dihasilkan selama proses pembatubaraan dan juga terperangkap dalam batubara. Gas metana memiliki kadar kalori yang paling rendah dibandingkan gas alam lainnya dan karena memiliki rantai atom tunggal sehingga menghasilkan gas buang atau asap yang lebih sedikit. Dengan demikian lebih ramah lingkungan dibandingkan gas lainnya.Penelitian potensi GMB di Indonesia diawali dari studi kelayakan dan potensi di cekungan Sumatera Selatan yang kemudian menjadi proyek percontohan GMB di Lapangan Rambutan, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan. Dengan jumlah cadangan sebesar 183 Tcf di Cekungan Sumatera Selatan maka layak untuk dikaji sebagai proyek percontohan dan unggulan serta diharapkan dapat menjadi inisiator bisnis pengusahaan GMB di Indonesia. Penelitian kemudian difokuskan pada penyelesaian sumur dan pelaksanaan dewatering. Kegiatan ini merupakan pionir pengusahaan pengembangan GMB di Indonesia. Proyek tersebut terus dilanjutkan dengan melakukan pemboran 5 sumur uji CBM. Dengan potensi GMB yang ada, maka produksi GMB dapat dimanfaatkan menjadi energi listrik. Pada tahun 2010, Pemerintah mengeluarkan satu kebijakan yang kemudian direspon oleh Dirjen Migas dengan GMB to Power. Kebijakan ini sejalan dengan tujuan awal, yaitu pengembangan GMB di Indonesia untuk meningkatkan rasio elektrifi kasi nasional. Pada tahun 2011, Puslitbangtek Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” telah menguji pemanfaatan gas untuk pembangkit listrik di sumur GMB 3 dan 4 dengan memasang generator berkapasitas 12 KVA dan listrik yang dihasilkan sementara ini dipergunakan untuk penerangan lokasi. Hal ini membuktikan juga bahwa GMB sudah siap untuk dimanfaatkan menjadi energi listrik. Keberhasilan pembuktian gas dari proyek percontohan GMB telah mendorong bergeraknya industri untuk mengembangkan sumber daya GMB.

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat iii

PUSAT PENELITIAN DAN PENGEMBANGANTEKNOLOGI MINYAK DAN GAS BUMI “LEMIGAS”

Heribertus Joko Kristadi

Gas metana batu bara : energi baru untuk rakyat/penulis, Heribertus Joko Kristadi, Destri Wahyu Dati; penyunting Daru Siswanto. -- Jakarta : PusatPenelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi LEMIGAS, 2012.129 hlm. ; 24 cm.

Bibliografi : hlm. 129ISBN 978-979-8218-26-2

1. Metana batu bara II. Judul. II. Destri Wahyu Dati III. Daru Siswanto

665.772

Hak Cipta @ 2012 Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknologi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS”

iv Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

PENGARAH

Dra. Yanni Kussuryani, M.Si.

Penyunting

Ir. Daru Siswanto

Penulis

Drs. Heribertus Joko Kristadi, M.Si.Destri Wahyu Dati,S.Sos.

Narasumber

Ir. Eko SusantoIr. Panca Wahyudi S.Ika Kaifi ah, ST., MT.

Wiwien Winarsih, SH., M.Hum.Ika Dianingtyas, SH.

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat v

DAFTAR ISI

KATA PENGANTAR ...................................................................... i

PRAKATA ................................................................................... ii

ISBN ............ ............................................................................... iii

PENGARAH ................................................................................ iv

DAFTAR ISI .............................................................................. .... v

BAB 1. PENDAHULUAN ............................................................. 1

BAB 2. GAS METANA BATUBARA SEBAGAI ENERGI BARU ............................................................................... 5 2.1. Mengenal Gas Metana Batu bara ............................. 5

2.2. Reservoir Gas Metana Batu bara.............................. 7 2.3. Rekahan Batubara .................................................... 9 2.4. Produksi Gas Metana Batu bara ............................... 11 2.5. Kandungan Gas dalam Batu bara ............................ 15

BAB 3. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA .......... 19 3.1. Eksplorasi Gas Metana Batu bara ............................ 19 3.2. Perhitungan Cadangan Gas Metana Batu bara ........ 21

BAB 4. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA

DI BEBERAPA NEGARA ................................................. 25 4.1. Kanada . .................................................................... 25 4.2. Amerika Serikat. ........................................................ 26 4.3. Cina .......................................................................... 27 4.4. India .......................................................................... 28

BAB 5. PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA DI INDONESIA ................................................................ 31 5.1. Kajian Potensi GMB Cekungan Sumatera . .............. 32 5.2. Pilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan ....... 40 5.3. Pelaksanaan Proses Uji Produksi . ........................... 43

vi Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

5.4. Pemanfaatan GMB untuk Listrik ............................... 51 5.5. Hasil Pengamatan Air Terproduksi ............................ 54

BAB 6. KAJIAN KEEKONOMIAN PENGELOLAAN

GAS METANA BATU BARA ............................................ 61 6.1. Model Fiskal ............................................................. 61 6.2. Pemanfaatan GMB.................................................... 68 6.3. Perbandingan Harga GMB ........................................ 77

BAB 7. REGULASI PENGUSAHAAN GMB ................................ 85 7.1. Peraturan Perundangan Terkait . .............................. 85 7.2. Pengusahaan GMB .................................................. 88 7.3. Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja GMB................................................................. 89

BAB 8. PEMANFAATAN GMB UNTUK PEMBANGKIT

LISTRIK RUMAH TANGGA ............................................. 91 8.1. Biaya Investasi Peralatan Pembangkitan Listrik Berbasis GMB................................................. 93

8.2. Keekonomian Pembangkit Listrik berbasis GMB ...... 95

8.3. Perbandingan dan Evaluasi Harga Listrik berbasis GMB ........................................................... 98

DAFTAR PUSTAKA ...................................................................... 101

DAFTAR FOTO ............................................................................. 103

DAFTAR LAMPIRAN .................................................................... 109

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat vii

DAFTAR GAMBAR

Gambar 2.1 Tahapan Proses Pembentukan Batu bara .............. 5Gambar 2.2 Reservoir Gas Metana Batu bara ............................ 8Gambar 2.3 Batuan Reservoir .................................................... 9Gambar 2.4 Jenis dan Orientasi Cleat pada Batu bara .............. 10Gambar 2.5 Skema Proses Keluarnya Gas Metana dari Batubara ........................................................... 12Gambar 2.6 Tiga Phase Kurva Produksi Air dan Gas ................. 13Gambar 2.7 Diagram Sumur CBM .............................................. 14Gambar 2.8 Volume Gas pada Batu bara Sebagai Fungsi dari Rank Batu bara .................................... 16Gambar 2.9 Mekanisme Aliran Gas pada Reservoir GMB ........................................................................ 17Gambar 3.1 Kerapatan Titik Sumur pada Setiap Tahapan Pengembangan GMB .............................. 21Gambar 3.2 Bagan Pengukuran Kandungan Gas Metana ................................................................... 22Gambar 5.1 Potensi Cadangan GMB di Indonesia ..................... 31Gambar 5.2 Peta Geologi Sumatera Selatan ............................. 33Gambar 5.3 Peta Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan .................................................................... 33Gambar 5.4 Peta Struktur Regional Sumatera Selatan (Hutchinson, 1996; Williams and others, 1995; Moulds, 1989; an Bemmelen, 1949) .............. 35Gambar 5.5 Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Shell Team 1978) ................................................... 38Gambar 5.6 Stratigrafi Daerah Muaraenim dan Sekitarnya (Sojitz , 2007) ........................................ 39Gambar 5.7 Model Multy Layer Seam Sumur GMB .................... 41

viii Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

Gambar 5.8 Peta Lokasi Sumur GMB dengan Pola Five Spot ................................................................. 42Gambar 5.9 Pemboran Sumur GMB Lapangan Rambutan ................................................................ 43

Gambar 5.10 Skema Proses Uji Produksi GMB ........................... 44Gambar 5.11 Fasilitas Produksi Sumur CBM-1 ............................ 45Gambar 5.12 Fasilitas Sumur CBM 2 ........................................... 46Gambar 5.13 Fasilias Sumur CBM 3 ............................................ 48Gambar 5.14 Fasilitas Sumur CBM-4 .......................................... 49Gambar 5.15 Fasilitas Sumur CBM-5 ........................................... 50

Gambar 5.16 Generator Gas di Sumur CBM-3 dan 4 ................... 53Gambar 5.17 Separator Sederhana di Sumur GMB ..................... 54Gambar 6.1 Profi l Biaya Investasi ............................................... 63Gambar 6.2 Profi l Biaya O&M ..................................................... 64Gambar 6.3 Profi l Produksi GMB ................................................ 64Gambar 6.4 Profi l NPV terhadap Tingkat Diskonto ..................... 66Gambar 6.5 Sensitivitas IRR ....................................................... 66Gambar 6.6 Sensitivitas NPV ...................................................... 67Gambar 6.7 Biaya Transportasi Gas Bumi dengan Menggunakan Pipa dan Tanker LNG ...................... 75Gambar 6.8 Diargram Sensitivitas untuk Proses LNG ................ 79Gambar 6.9 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi LNG ......................................................................... 79Gambar 6.10 Diargram Sensitivitas untuk Proses CNG ............... 81Gambar 6.11 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi CNG ........................................................................ 81Gambar 6.12 Diagram Sensitivitas untuk Proses Gas Pipa ........................................................................ 82Gambar 8.1 Perkembangan Konsumsi Listrik Sumatera Selatan .................................................. 92

Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat ix

Gambar 8.2 Alur Proses Pembangkitan Listrik dari Gas GMB ............................................................... 93Gambar 8.3 Persentase biaya ISBL ........................................... 94Gambar 8.4 Analisis Sensitivitas terhadap Nilai IRR ................. 97Gambar 8.5 Analisis Sensitivitas terhadap Nilai NPV ................ 98Gambar 8.6 Perbandingan Harga Jual Listrik GMB dengan Pasar dan Teknologi Lainnya .................... 99

x Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

DAFTAR TABEL

Tabel 5.1 Komposisi Gas dari Seam 2 ....................................... 51Tabel 5.2 Komposisi Gas dari Seam 3 ....................................... 52Tabel 5.3 Komposisi Gas dari Seam 5 ....................................... 52Tabel 5.4 Analisis Kimia Air Sumur CBM 1 ................................. 55Tabel 5.5 Monitoring Produksi Sumur CBM 3 ............................. 56Tabel 5.6 Analisis Kimia Air Sumur CBM 3 ................................. 57Tabel 5.7 Monitoring Produksi Sumur CBM 4 ............................. 58Tabel 5.8 Analisis Kimia Air Sumur CBM 4 ................................. 58Tabel 5.9 Monitoring Produksi Sumur CBM 5 ............................. 59Tabel 5.10 Analisis Kimia Air Sumur CBM 5 ................................. 59Tabel 5.11 Hasil Pengujian Logam Berat Sumur GMB Lapangan Rambutan .................................................. 60Tabel 6.1 Hasil Simulasi pada Beberapa Model Fiskal ............... 65Tabel 6.2 Indikator Keekonomian Proses dan Transportasi LNG ........................................................ 71Tabel 6.3 Asumsi Perhitungan CNG Plant .................................. 73Tabel 6.4 Indikator Keekonomian Proses CNG Plant ................. 74Tabel 6.5 Indikator Keekonomian Transportasi CNG ................. 74Tabel 6.6 Asumsi Perhitungan untuk Jaringan Perpipaan .................................................................... 76Tabel 6.7 Indikator Keekonomian Proses Gas Pipa ................... 77Tabel 6.8 Harga Jual Gas Tingkat Konsumen Akhir untuk Masing-masing Opsi Moda Transportasi Gas......................................................... 78Tabel 8.1 Estimasi Biaya ISBL untuk Pembangkit Microturbine ................................................................ 94Tabel 8.2 Estimasi Biaya OSBL untuk Pembangkit Microturbine ................................................................ 95Tabel 8.3 Input Asumsi dan Hasil Simulasi Model Keekonomian ............................................................. 96

1Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

BAB 1 PENDAHULUAN

Pengelolaan kekayaan alam yang dimiliki Indonesia khususnya sumber energi harus dilakukan secara tepat dan efi sien untuk kelangsungan persediaan energi nasional dalam jangka panjang. Minyak, gas bumi dan batu bara merupakan energi fosil yang tidak terbarukan, oleh sebab itu pemanfaatannya harus dilakukan secara hemat, sedangkan untuk potensi energi terbarukan dan energi alternatif perlu dikembangkan dan dioptimalkan pemanfaatannya. Sumber energi alternatif yang sudah dikembangkan antara lain panas bumi (geothermal) untuk pembangkit tenaga listrik dan biofuel yang berasal dari minyak nabati untuk bahan bakar kendaraan bermotor.

Hingga saat ini, pemakaian energi minyak dan gas bumi masih menjadi andalan untuk menggerakkan roda ekonomi baik pada skala industri maupun rumah tangga. Namun demikian tingkat produksi minyak dan gas bumi di Indonesia secara bertahap sudah mengalami penurunan, sedangkan eksplorasi yang dilakukan untuk mendapatkan sumber lapangan baru belum memperoleh hasil yang memuaskan. Sementara itu, cadangan batu bara sebagai salah satu sumber energi fosil yang lain masih cukup melimpah, akan tetapi pemakaiannya masih terbatas di kalangan industri. Di masa mendatang, kiranya tidak diragukan lagi bahwa peran batu bara sebagai sumberdaya energi akan terus meningkat sebagai konsekuensi makin meningkatnya pemakaian energi baik untuk keperluan industri maupun rumah tangga.

Penambangan batu bara oleh perusahaan-perusahaan tambang batu bara selama ini hanya dilakukan pada lapisan batu bara dipermukaan (Open Pit Mining), sedangkan lapisan batu bara dalam (sub-surface coal seams) masih belum termanfaatkan. Hal tersebut disebabkan karena biaya penambangan batu bara dalam sangat mahal dan beresiko tinggi. Oleh karena itu, perlu dikembangkan metode lain, yaitu dengan mengekstrak gas metana yang terkandung di dalamnya yang disebut Coalbed Methane (CBM) atau Gas Metana Batu bara (GMB) menjadi sumber energi alternatif dan sebagai bahan baku industri.

2 Gas Metana Batu bara Energi Baru untuk Rakyat

Hasil studi kelayakan yang dilakukan oleh Advanced Resources International, Inc, suatu perusahaan jasa konsultan dari Amerika Serikat, menyatakan bahwa Indonesia memiliki potensi GMB cukup besar dengan perkiraan cadangan 450 Tcf yang tersebar di dalam sebelas cekungan batu bara yang sudah diketahui. Berdasarkan hasil studi tersebut, tidak semua lapisan batu bara memiliki potensi GMB yang baik untuk diproduksikan, akan tetapi dari tiga stimulasi hidrolika di sumur-sumur CBM diperkirakan ketebalan rata-rata lapisan batu bara yang memiliki potensi GMB mencapai 40 meter. Hal itu merupakan lapisan yang paling tebal dan paling luas di dunia sebagai sasaran untuk pengembangan GMB. Hasil studi tersebut masih perlu pembuktian dengan melakukan eksplorasi yang lebih intensif di daerah-daerah di seluruh Indonesia yang memiliki cekungan batu bara.

Penelitian dan pengembangan untuk pemanfaatan GMB dimaksudkan untuk meningkatkan cadangan energi nasional, disamping sumber energi lain. Dalam jangka pendek penelitian potensi GMB di Indonesia bertujuan untuk inventarisasi potensi cadangan dan peningkatkan kemampuan sumber daya manusia, sehingga diharapkan menguasai teknologi eksplorasi maupun produksinya. Sedangkan dalam jangka panjang setelah produksi secara komersial, dapat menarik para investor untuk penambangan GMB sehingga menjamin ketersediaan energi nasional. Sebagai contoh, pengembangan GMB di Amerika Serikat yang telah dilakukan sejak 25 tahun yang lalu, produksinya sekarang sudah mencapai kurang lebih 10% dari total produksi gas negara tersebut yang berasal lebih dari 12.000 sumur.

Berbeda dengan sumur-sumur migas konvensional yang memproduksi minyak atau gas bumi dari lapisan batuan pasir atau karbonat yang permeabilitasnya cukup besar. Gas metana yang diproduksikan dari lapisan batu bara kemungkinan besar akan menghadapi banyak kendala karena disamping permeabilitas batuannya yang kecil juga tekanan gasnya rendah. Berdasarkan hasil penelitian Advanced Resources International, Inc., permeabilitas batuan batu bara pada cekungan-cekungan di Indonesia sangat rendah, yaitu antara 1 hingga 10 mili Darcy, berbeda jauh dengan cekungan Powder River di Amerika Serikat yang mencapai 100 hingga 1.000 mili Darcy. Kendala yang bersifat alamiah tersebut tidak boleh menjadi hambatan dalam pengembangan


GMB di Indonesia, tetapi harus dijadikan sebagai tantangan yang harus diatasi. Memang tidak mudah dan memerlukan waktu panjang untuk dapat mengatasi berbagai kendala dalam pengembangan GMB, namun dengan melibatkan berbagai disiplin ilmu yang saling berkaitan diharapkan semua dapat teratasi.

Tidak hanya di Indonesia, di negara-negara lain yang sudah lebih dahulu mengembangkan GMB tentu pada awalnya mereka juga menghadapi banyak masalah sesuai dengan kondisi alam di masing-masing negara. Namun, dengan tetap bekerja mengerahkan semua kemampuan yang dimiliki, semua atau sebagian masalah sudah dapat diatasi. Oleh karena itu, kita harus berusaha menyerap teknologi eksplorasi dan eksploitasi GMB dari negara lain yang lebih maju dan menerapkannya sesuai dengan kondisi Indonesia.

Proyek pengembangan GMB adalah salah satu dari beberapa proyek di lingkungan Kementerian Energi dan Sumber Daya Mineral (ESDM) yang dinilai strategis untuk dilaksanakan sesuai dengan program pemerintah untuk mendorong peningkatan ekonomi makro. Kebijakan pemerintah yang menetapkan bahwa pada tahun 2011 di Indonesia sudah harus mengalir gas metana yang ditindaklanjuti dengan Pilot Project GMB di Lapangan Rambutan, Sumatera Selatan. Proyek ini selain diharapkan dapat membantu pusat keunggulan di kawasan regional, juga sebagai inisiator bisnis pengusahaan GMB di Indonesia. Terselenggaranya proyek pengembangan GMB dengan baik akan tercapai dengan salah satu sasaran strategi yakni meningkatkan litbang GMB yang berorientasi pasar dan penguasaan iptek GMB yang pada dasarnya akan dapat terciptanya kontribusi maksimal Badan Penelitian dan Pengembangan ESDM dalam mendukung kebijakan sektor energi.


BAB 2 GAS METANA BATU BARA SEBAGAI ENERGI BARU

2.1. Mengenal GMB

Gas Metana Batu bara (GMB) atau Coalbed methane (CBM) adalah gas bumi (hidrokarbon) dengan gas metana merupakan komposisi utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses pembentukan batu bara (coalifi cation) dalam kondisi terperangkap dan terserap pada lapisan batu bara. Proses terbentuknya GMB berasal dari material organik tumbuhan tinggi, melalui beberapa proses kimia dan fi sika (dalam bentuk panas dan tekanan secara menerus) yang berubah menjadi gambut dan akhirnya terbentuk batu bara.

Selama berlangsungnya proses pemendaman dan pematangan, material organik akan mengeluarkan air, CO2, gas metana dan gas lainnya (Gambar 2.1). Selain melalui proses kimia, GMB da-pat terbentuk dari aktivitas bakteri metanogenik dalam air yang terperangkap dalam batu bara khususnya lignit. Kandungan gas pada GMB sebagian besar berupa gas metana dengan sedikit gas hidrokarbon lainnya dan gas non-hidrokarbon.

Gambar 2.1Tahapan Proses Pembentukan Batu bara


Reaksi kimia pembentukan batu bara adalah sebagai berikut:

Keberadaan gas metana pertama kali dikenal pada tambang batu bara bawah tanah yang mengeluarkan gas berbahaya. Sebelum tahun 1980-an, gas metana yang dihasilkan dari tambang batu bara dikenal sebagai salah satu bahaya yang paling ditakuti oleh para pekerja tambang bawah permukaan, karena jika terakumulasi dan terbakar dapat menimbulkan ledakan yang membahayakan keselamatan jiwa para pekerja tambang. Untuk menanggulangi bahaya tersebut dilakukan pengaliran gas metana dari dalam tambang ke udara bebas dengan sistem pipa ventilasi dan pemompaan udara. Dalam sejarah dunia tambang batu bara, penggunaan lubang pemboran vertikal untuk mengalirkan gas metana dilakukan pertama kali pada tahun 1943 di daerah tambang batu bara Mansfi eld Colliery.

Pengaliran gas metana ke udara bebas dapat meningkatkan pemanasan global akibat gas rumah kaca selain terbuangnya potensi energi gas secara percuma. Walaupun volume emisi gas metana 3 kali lebih kecil dari gas karbon dioksida (CO2), namun memiliki efek gas rumah kaca 21 kali lebih besar (Seinfeld and Pandis, 2006). Penambangan batu bara diperkirakan menyumbang 9% dari emisi gas metana yang ada di udara.

Penelitian pemanfaatan dan produksi GMB pertama kali dilakukan oleh Amerika Serikat pada tahun 1970-an dengan lokasi pilot project di Cekungan Black Warrior Basin Alabama. Gas metana yang diambil dari lapisan batu bara ini dapat digunakan sebagai energi. Eksploitasi GMB tidak merubah kualitas matrik batu bara bahkan menguntungkan para penambang batu bara, karena lapisan betubara tersebut menjadi aman untuk ditambang.


Dalam beberapa dekade terakhir pemanfaatan GMB telah menjadi sumber energi yang penting di Amerika Serikat, Kanada, dan negara-negara lain. Pada tahun 1980-an Gas Research Institute memulai kegiatan eksplorasi GMB yang meliputi studi sumuran, analisis keteknikan reservoir, serta perekahan buatan reservoir (fracturing) dan aplikasi pekerjaan komplesi sumur (well completion) sebagai upaya peningkatan kualitas reservoir. Dari hasil studi tersebut menunjukkan bahwa GMB memiliki nilai keekonomian sebagai sumber energi baru yang ditunjukkan dengan meningkatnya produksi GMB. Saat ini energi yang bersumber dari GMB telah menyumbang lebih kurang 10% suplai energi negara Amerika Serikat.

Pada saat ini GMB telah banyak dikembangkan (umumnya digunakan untuk menggerakkan turbin pembangkit listrik) oleh beberapa negara seperti Amerika, Rusia, China dan Australia. Walaupun dari energi fosil yang tidak terbaharukan, tetapi gas metana terus terproduksi selama lapisan batu bara tersebut masih ada. GMB merupakan sumber energi yang relatif masih baru yang merupakan salah satu energi alternatif yang dapat diperbaharui penggunaannya. Selain itu, GMB ini termasuk salah satu sumber energi yang ramah lingkungan.

Berbeda dengan gas bumi konvensional yang kita kenal saat ini, GMB berasosiasi dengan batu bara sebagai source rock dan reservoirnya, sedangkan gas bumi yang kita kenal saat ini berasosiasi dengan reservoir pasir, gamping maupun rekahan batuan beku. Hal lain yang membedakan keduanya adalah cara penambangannya, yaitu reservoir GMB harus direkayasa terlebih dahulu sebelum gasnya dapat diproduksikan, sedangkan gas bumi konvensional begitu dibor langsung dapat diproduksikan.

2.2. Reservoir Gas Metana Batu bara

Gas Metana Batu bara (GMB) merupakan gas hidrokarbon non-konvesional yang bersumber dari batu bara dan tersimpan dalam reservoir batu bara (Gambar 2.2). Reservoir GMB sangat berbeda dengan reservoir minyak pada umumnya. GMB atau coalbed gas adalah gas yang tersimpan karena adsorpsi dalam micropore batu


bara. Gas tersebut juga disebut dengan sweet gas karena tidak ada kandungan H2S. GMB tersimpan dalam batuan melalui proses yang disebut adsorption. Gas metana menempel pada micropore batu bara (matrix). Fracture atau rekahan pada batu bara (cleats) dapat juga berisi gas bebas atau gas yang tersaturasi oleh air. Sistem ini disebut dengan Dual Porosity Reservoirs.

Gambar 2.2Reservoir Gas Metana Batu bara

Karakteristik reservoir GMB memiliki perbedaan yang mendasar dibandingkan dengan sistem gas konventional. Pada sistem GMB, batu bara berfungsi sebagai batuan sumber (source rock) sekaligus sebagai reservoir gas. Batu bara merupakan media berpori yang anisotropic dan heteregenous yang dicirikan oleh adanya dua sistem porositas yang berbeda (dual-porosity) yaitu macropores dan micropores. Macropores yang dikenal juga sebagai cleat yang umum dijumpai pada lapisan batu bara, sedangkan micropore atau matrik adalah sebagai ruang simpan utama gas. Karakteristik yang unik tersebut membuat GMB diklasifi kasikan sebagai tipe sumber gas nonkonvensional. Gambar 2.3 memperlihatkan perbedaan antara reservoir CBM dan reservoir konvensional gas.


Reservoir CBM Reservoiir Conventioonal Gas

Gambar 2.3Batuan reservoir

2.3. Rekahan Batu bara

Sistem cleat adalah jejaring rekahan alami yang terbentuk pada batu bara yang disebabkan oleh sifat kerapuhan batu bara terhadap tekanan. Pembentukan rekahan pada batu bara dipengaruhi oleh beberapa faktor yang meliputi proses litifi kasi, dessication, pembatu baraan dan paleotectonic stress (Close, 1993; in Ayers Jr. 2002). Di dalam batu bara berkembang dua jenis rekahan yang berpasangan dalam posisi orthogonal (berpotongan), yaitu face cleat dan butt cleat (Gambar 2.4). Secara umum keduanya berarah tegak lurus (perpendicular) terhadap bidang lapisan. Kenampakan face cleat dicirikan oleh bidang panjang yang sejajar dan menerus secara lateral, arah bidang tersebut sejajar dengan gaya tekanan maksimum serta tegak lurus dengan sumbu lipatan. Sedangkan butt cleats terbentuk kemudian sebagai akibat pelepasan gaya sesudah terbentuknya face cleat, dengan kenampakan bidangnya berpotongan secara tegak lurus dan menghubungkan bidang face cleat.

Kerapatan cleat berhubungan dengan tingkat kematangan batu bara (rank), ketebalan lapisan, komposisi maceral dan kadar abu. Secara umum kerapatan cleat meningkat sesuai dengan tingkat kematangan batu bara. Kerapatan cleat rata-rata dalam batu bara dapat digolongkan menjadi 3 bagian, yaitu subbituminous (2 to 15cm), high-volatile bituminous (0.3 to 2cm), dan medium - to low -


volatile bituminous (<1 cm) (Cardott, 2001). Namun kerapatan cleat juga meningkat pada batu bara dengan ketebalan yang tipis, batu bara yang kaya vitrinite dan batu bara dengan kandungan abu yang rendah. Dalam pengukuran cleat selain parameter kerapatan juga dihitung lebar bukaan (aperture) dan konektivitas masing-masing face cleat. Pengamatan dan pengukuran cleat dalam batu bara dilakukan dengan cara megaskopik (macro cleats) dan mikroskopik analisis (micro cleats and micropores). Cleat memiliki pengaruh yang besar pada permeabilitas berarah (directional permeability) dari batu bara yang sangat penting dalam eksploitasi GMB dalam rangka penentuan titik dan kerapatan sumur.

Gambar 2.4Jenis dan Orientasi Cleat pada Batu bara


2.4. Produksi Gas Metana Batu bara

Gas Metana Batu bara (GMB) diproduksi dengan cara terlebih dahulu merekayasa batu bara sebagai reservoir agar diperoleh cukup ruang sebagai jalan keluar gas metana. Proses rekayasa diawali dengan memproduksi air (dewatering) agar terjadi perubahan keseimbangan mekanika. Setelah tekanan turun, gas batu bara akan keluar dari matrik batu bara. Gas metana kemudian mengalir melalui rekahan batu bara dan akhirnya keluar menuju lubang sumur. Puncak produksi GMB bervariasi antara 2 minggu sampai dengan 7 tahun. Sedangkan periode penurunan produksi lebih lambat dari gas bumi konvensional. Produksi GMB mempunyai multiguna antara lain dapat dijual langsung sebagai gas bumi, dijadikan energi dan sebagai bahan baku industri.

Produksi GMB sangat dipengaruhi oleh fracture system, fracture spacing dan fracture connection. Porositas dan permeabilitas dari fracture menyebabkan gas terproduksi ke lubang sumur. Pada awalnya sistem berada dalam kesetimbangan (equilibrium), pada cleat biasanya tersaturasi oleh 100% air kemudian gas tersimpan di dalam matrik yang airnya tidak dapat masuk ke dalamnya, kalaupun ada biasanya di dalam matrik berupa embun 1-5% (Nikola Marinic thesis, 2004). Jadi untuk dapat memproduksi gas, maka air harus diproduksikan dari dalam batu bara untuk menurunkan tekanan reservoir.

Suatu lapisan batu bara (seam) dapat dimodelkan sebagai sebuah sistem fracture yang memiliki gas metana yang terserap di dalam matrik batu bara tersebut, seperti yang ditunjukkan pada Gambar 2.5.

Untuk memproduksikan gas metana dilakukan dengan menurunkan tekanan pada fracture melalui proses dewatering yang menyebabkan terjadinya proses desorbtion gas metana dari permukaan fracture batu bara menuju ke dalam rongga fracture. Gas tersebut berasal dari matrik batu bara yang telah ter-diffuse menuju permukaan fracture. Selama memproduksikan gas dari dalam batu bara, ada 3 phase yang terjadi atau dilalui oleh gas metana.


Gambar 2.5Skema Proses Keluarnya Gas Metana dari Batu bara

Perlu diketahui, kelakuan kurva produksi GMB sangatlah berbeda dengan kurva produksi reservoir konvensional. Pada tahap awal produksi gas sangat dipengaruhi oleh produksi air yang berada di fracture di dalam reservoir yang juga mengontrol aliran fl uida ke dalam sumur. Air di dalam reservoir harus diproduksikan terlebih dahulu untuk menurunkan tekanan reservoir agar terjadi perbedaan tekanan antara matrix dan fracture. Berikut adalah kurva produksi gas dan air yang terlihat pada Gambar 2.6.

Phase I: dicirikan oleh laju produksi air konstan dan tekanan reservoir mulai menurun. Selama phase ini, sumur dalam kondisi dipompakan untuk meningkatkan laju produksi gas. Biasanya laju gas akan meningkat, tergantung permeabilitas relatif di sekitar lobang bor.

Phase II: dicirikan oleh negative decline atau penurunan secara drastis laju produksi air. Pada phase ini alirannya berada pada kondisi dinamis (selalu berubah-ubah) tergantung dari:

• Penurunan permebilitas relatif air

• Kenaikan permeabilitas relatif gas


• Efek Outer boundary sudah mulai terasa (alirannya Preudo steady state)

• Laju produksi gas berubah menjadi dinamis.

Phase III: dimulai pada saat kondisi aliran di dalam reservoir mulai stabil, sumur telah mencapai peak gas rate, dan produksi gas menunjukkan tren penurunan (decline). Selama phase ini produksi air rendah dan permeabilitas air dan gas berubah menjadi kecil, alirannya tetap Preudo steady state.

Sumur GMB mempunyai karakteristik yang hampir sama dengan sumur migas maupun geothermal. Karakteristik itu meliputi sumuran dan komplesinya maupun model produksinya. Kebanyakan sumur-sumur GMB di dunia mempunyai kedalaman yang dangkal, namun ada juga yang mempunyai kedalaman di atas 4.000 ft. Biasanya lapisan batu bara terdapat di kedalaman kurang dari 4.000 ft, sehingga pengeboran untuk sumur-sumur GMB relatif lebih mudah.

Gambar 2.6Tiga Phase Kurva Produksi Air dan Gas


Gambar 2.7Diagram Sumur GMB

Secara umum tipe dan model sumur serta komplesi sumur GMB sama saja dengan sumur migas seperti pada Gambar 2.7. Perbedaan mendasar sumur GMB hanyalah pada reservoir. Untuk bottom hole equipmentnya hampir sama, hanya mungkin spesifi kasinya yang agak berbeda tergantung dari sifat fi sik dan kimia fl uida air.

Setelah sumur GMB dibor dan diselesaikan dengan komplesi sumur, langkah selanjutnya adalah memproduksikan GMB dari sumur tersebut. Untuk memproduksikan GMB, diperlukan teknik produksi yang khas dan persyaratan tertentu. Syarat-syarat tersebut adalah:

1. Umumnya mempunyai kandungan gas yang tinggi, yakni dalam kisaran 15 - 30 m3

2. Mempunyai permeabilitas yang bagus, umumnya dalam kisaran 30 - 50 mD

3. Dangkal, coal seams biasanya mempunyai kedalaman kurang dari 1.000 m atau 4.000 ft. Tekanan pada lapisan yang lebih dalam biasanya terlalu tinggi untuk dapat membuat gas


mengalir sekalipun seam telah selesai diproduksi airnya. Karena tekanan tinggi menyebabkan struktur cleat menutup sehingga menyebabkan permeabilitas turun

4. Coal Rank, umumnya proyek pengembangan GMB diproduksi dari batu bara bituminous, akan tetapi tidak tertutup kemungkinan untuk memproduksi gas dari batu bara anthracite.

2.5. Kandungan Gas dalam Batu bara

Gas metana yang terbentuk pada lapisan batu bara merupakan hasil proses pembatu baraan yang terjadi akibat adanya aktivitas geologi berupa tekanan pembebanan (burial pressure) dan pema-nasan oleh gradient temperature serta diperkuat oleh adanya aliran panas dari aktivitas vulkanisme yang mengubah materi sellulosa menjadi batu bara. Volume metana yang terbentuk dalam batu bara akan meningkat sesuai dengan tingkat kematangannya (coal rank). Nilai kematangan tersebut tercermin dari nilai pengukuran Relectance Virinite (Ro) dan nilai kalori batu bara.

Secara umum ada 3 tipe gas metana, yaitu tipe thermogenic, biogenic dan campuran keduanya. Kedua tipe tersebut dapat dihasilkan dalam proses pembatu baraan. Secondary biogenic methane kemungkinan juga terbentuk sebagai akibat hasil reaksi aktivitas bakteri pada air tanah dalam cleat dengan batu bara tingkat rendah (low-rank coal). Gas yang terbentuk kemudian tersimpan dalam batu bara dengan beberapa cara sesuai dengan karakteristiknya (Yee et al., 1993, in Montgomery, 1999) yaitu:

1) Sebagai gas bebas terbatas (limited free gas) yang tersimpan pada batu bara di dalam mikroporositas dan cleats,

2) sebagai gas larut dalam air yang terkandung dalam batu bara,

3) sebagai gas serapan dan terikat secara molekuler pada partikel batu bara,

4) mikroporositas, dan permukaan cleat,

5) sebagai gas serapan dalam struktur molekul batu bara.

Batu bara mempunyai kemampuan menampung gas lebih besar 3 - 4 kali dari pada reservoir konvensional. Hal tersebut disebabkan


Gambar 2.8Volume Gas pada Batu bara sebagai fungsi dari Rank Batu bara

karena batu bara mempunyai luas permukaan yang besar, yaitu 2.150 - 3.150 ft2/gr. Gas yang tersimpan pada batu bara teradsorbsi pada luasan permukaan molekul batu bara dan pada cleat batu bara. Kandungan gas pada batu bara merupakan volume gas yang tersimpan dalam batu bara untuk tiap satuan massa batu bara. Kandungan gas analogi dengan saturasi gas pada reservoir gas konvensional yang terimplementasi pada rumus perhitungan volume gas. Gas yang terkandung dalam batu bara merupakan hasil dari coalifi cation dan merupakan fungsi dari rank batu bara yang diilustrasikan pada Gambar 2.8 yang menunjukkan bahwa rank batu bara bituminous merupakan rank batu bara yang paling tinggi volume pembentukan gasnya.

Ilustrasi transportasi gas pada reservoir GMB ditunjukkan pada Gambar 2.9 yang dimulai terlepasnya gas dari permukaan dengan kondisi terserap pada partikel batu bara akibat terjadinya penurunan tekanan kemudian berdifusi pada pori mikro dan diteruskan dengan aliran laminer pada sistem cleat.


Gambar 2.9Mekanisme Aliran Gas pada Reservoir GMB


BAB 3 PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA

3.1. Eksplorasi Gas Metana Batu bara

Eksplorasi Gas Metana Batu bara (GMB) adalah kegiatan yang bertujuan memperoleh informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan GMB. Pada tahap awal kegiatan eksplorasi GMB adalah mendeliniasi keberadaan batu bara berdasarkan data yang sudah ada seperti peta geologi regional. Ada beberapa tahapan dalam kegiatan eksplorasi GMB, yaitu:

• Tahap 1: Studi Geologi dan Geofi sika

• Tahap 2: Pengeboran Eksplorasi

• Tahap 3: Pilot or Feasibility Drilling

• Tahap 4: Pilot Production Testing

• Tahap 5: Pengembangan Produksi Komersial.

Studi Geologi dan Geofi sika

Pengetahuan mengenai cekungan batu bara sangat diperlukan untuk mendeliniasi wilayah yang memiliki prospek GMB. Indonesia memiliki banyak cekungan yang mengandung batu bara, namun tidak setiap cekungan tersebut memiliki prospek yang bagus untuk pengembangan GMB. Deliniasi kemungkinan prospek GMB dilakukan dengan mengkaji beberapa aspek di antaranya luas daerah endapan batu bara, ketebalan, kedalaman lapisan dan karakter mikroskopis batu bara.

Selain kajian geologi untuk mengetahui penyebaran batu bara dapat digunakan juga penelitian geofi sika bawah permukaan berupa interpretasi data seismik untuk memetakan struktur batu bara dan distribusi ketebalan secara lateral. Pada penelitian geofi sika menggunakan data atribut seismik analisis untuk mengetahui distribusi ketebalan (isopach map). Kegiatan tersebut merupakan langkah awal untuk eksplorasi GMB yang lebih terarah.


Pengeboran Eksplorasi

Dari kajian geologi dan geofi sika dapat dihasilkan lokasi sweetness untuk menentukan titik pemboran. Kegiatan pengeboran dilakukan untuk mengetahui data-data parameter reservoir dan karakter batu bara di wilayah pengembangan GMB. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini antara lain pengumpulan inti bor, pengukuran kandungan gas in place, serta analisis karakter batu bara baik megaskopis maupun mikroskopis (laboratory analysis). Dari hasil pengeboran eksplorasi dapat diketahui permeabilitas reservoir, gas compressibility factor, desorbtion-isotherm, initial water saturation dan ketebalan net batu bara.

Pilot or Feasibility Drilling

Berdasarkan hasil analisis parameter reservoir dan karakter batu bara dapat dilanjutkan pemboran 4 - 5 sumur dalam pola drainage untuk melakukan uji produksi lanjutan. Kegiatan ini dimaksudkan untuk menentukan potensi produksi gas.

Pilot Production Testing

Pada tahap production testing dilakukan pemboran yang lebih banyak dibandingan dengan tahap feasibility drilling. Pada awalnya, 10-25 sumur dibuat di sekitar feasibility project dengan beberapa fasilitas sementara untuk mengevaluasi aspek komersil dan optimalisasi spasi antar sumur.

Pengembangan produksi komersial

Tahapan terakhir adalah pengembangan produksi secara komersial, pada tahap ini dilakukan produksi komersial dengan fasilitas yang permanen. Kegiatan yang dilakukan pada tahap ini adalah melakukan pengeboran 4 - 8 sumur per 1 mil2 di daerah prospek. Setidaknya diperlukan 3 - 5 tahun sejak pengeboran sumur evaluasi pertama sampai dengan produksi dengan kemungkinan project dapat diterminasi pada setiap tahapannya tergantung pada hasil setiap tahapan tersebut. Gambaran mengenai kerapatan titik informasi (bor) untuk setiap tahapan eksplorasi dapat dilihat pada Gambar 3.1.


Gambar 3.1Kerapatan Titik Sumur pada Setiap Tahapan Pengembangan GMB

3.2. Perhitungan Cadangan Gas Metana Batu bara

Beberapa parameter yang diperlukan untuk perhitungan cadangan GMB adalah sebagai berikut:

Gas Content

Kandungan gas dalam lapisan batu bara merupakan data yang sangat penting untuk mengetahui potensi GMB di suatu wilayah. Pengukuran kandungan gas dilakukan untuk mengetahui jumlah kandungan gas yang dilepaskan dari batu bara pada waktu tertentu. Terdapat 2 metode pengukuran, yaitu pengukuran langsung (direct method) dan pengukuran tidak langsung (indirect method). Pengukuran langsung dilakukan di lapangan dengan memasukkan contoh batu bara ke dalam canister, yaitu alat berbentuk silinder terbuat dari bahan stainless yang betul-betul kedap udara, dengan panjang dan diameter canister dibuat sesuai kebutuhan.

Penghitungan kandungan gas dan pengukuran langsung mencakup Lost Gas (Qi), Measured Gas (Q2) dan Crushed Sample (Q3).


Measured Gas (Q2) adalah pengukuran gas yang dilakukan secara periodik. Lost Gas (Qi) merupakan hasil ekstrapolasi pengukuran awal Q2 dengan menggunakan persamaan regresi linear (Gambar 3.2). Sedangkan Q3 diukur setelah contoh batu bara tersebut selesai dengan pengukuran Q2 kemudian dihancurkan (crushing) dan dicatat jumlah gas yang keluar setelah dthancurkan. Kandungan Gas in Place merupakan penjumlahan Q1 dan Q2.

Gambar 3.2Bagan Pengukuran Kandungan Gas Metana

Permeability-pore prossure

Permeability test dapat dilakukan di lapangan ataupun di laboratorium. Pengujian lapangan menggunakan packer test (IFO Test) yang dilakukan dengan menginjeksikan air pada lapisan batu bara dalam lubang bor untuk mengetahui sifat kelulusan fl uida pada lapisan batu bara. Permeability itu memegang peran penting dalam produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungan gas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.


Komposisi gas

Analisis komposisi gas (Gas Composition) dilakukan untuk mengetahui komposisi gas batu bara secara kuantitatif. Komposisi gas dalam batu bara dapat terdiri dari beberapa fraksi, yaitu metana (CH4), etana (C2H6), nitrogen (N2), carbon monoksida (CO) serta oksigen (O2). Potensi gas metana dalam batu bara akan bernilai ekonomis apabila kandungan metana dalam batu bara setidaknya lebih dari 80% dibandingkan dengan fraksi lainnnya.

Analisis desorbtion-isotherm

Fast desorpt dilakukan dengan cara menghancurkan contoh batu bara di dalam canister (crushing) dan mengukur kandungan gas yang dipaksakan terlepas dari batu bara. Pengukuran ini dilakukan dengan asumsi bahwa gas dalam batu bara bersifat sangat reaktif sehingga perlu dilakukan pengukuran secara cepat. Metode ini biasa diterapkan untuk kepentingan bisnis yang memerlukan hasil yang cepat.

Pengukuran tidak langsung dilakukan sebagai upaya mengukur kandungan gas batu bara dengan cara simulasi laboratorium. Pengukuran ini disebut juga Isotherm Analysis. Simulasi laboratorium ini dilakukan untuk mengetahui kapasitas serapan gas metana pada batu bara dengan cara menginjeksikan gas metana pada kondisi tekanan tertentu serta temperatur yang dikondisikan sama dengan temperatur air formasi.

Permeability test dapat dilakukan di lapangan ataupun di laboratorium. Pengujian lapangan menggunakan packer test yang dilakukan dengan menginjeksikan air pada lapisan batu bara dalam lubang bor untuk mengetahui sifat kelulusan fl uida pada lapisan batu bara. Permeability itu memegang peran penting dalam produksi GMB karena akan menentukan kemampuan kandungan gas yang dapat dikeluarkan dari lapisan batu bara.


BAB 4PENGEMBANGAN GAS METANA

BATU BARA DI BEBERAPA NEGARA

4.1. Kanada

Kemunculan GMB di Kanada baru dimulai setelah 20 tahun masa eksplorasi, testing, dan trial production. Menurut Canadian Society of Unconventional Gas (CSUG), lebih dari 3.000 sumur GMB telah dibor sepanjang tahun 2005 dan 3.500 sumur lainnya dibor pada 2006 dengan produksi diperkirakan mencapai 700 mmcfd pada tahun 2007. EIA baru-baru ini mengutip bahwa produksi GMB Kanada rata-rata diperkirakan mencapai lebih dari 1.400 mmcfd pada tahun 2010.

Potensi dan aktivitas GMB Kanada saat ini paling banyak berada di negara bagian Alberta, yang diperkirakan cadangannya mencapai 700 tcf (put in-place). Adanya tambahan 90 tcf diharapkan berada di negara bagian British Columbia; dan recovery atas cadangan tersebut paling banyak terdapat di negara bagian Alberta, yaitu 75 tcf.

Produksi GMB non komersial telah dilakukan di negara bagian British Columbia yang mulai produksi komersial pada tahun 2002 dan telah mempunyai satu proyek GMB. British Columbia mempunyai cadangan GMB (Projected In Place) terbesar kedua di Kanada yang diperkirakan mencapai 90 tcf. Melonjaknya harga minyak membuat pemerintah Kanada lebih fokus pada usaha pencarian sumber GMB yang baru dan pengembangannya.

Dukungan pemerintah Kanada dalam pengembangan GMB terlihat dengan diambilnya langkah-langkah untuk mendorong proses eksplorasi (testing), di antaranya melalui:

1. Tingkat royalti/regime tax credit yang atraktif pada permohonan konsesi untuk sumur-sumur GMB;

2. Revisi Undang-undang mengenai sumur uji yang memungkinkan pengujian GMB lebih fl eksibel;


3. Review mengenai peraturan minyak dan gas untuk menyederhanakan perizinan dan persyaratan operasi;

4. Regulasi yang lebih fleksibel bagi pembuangan air yang dihasilkan dari proses dewatering.

Manfaat utama adanya eksplorasi dan produksi GMB yang diterima negara bagian antara lain:

1. Penerimaan dari hak penjualan gas bumi, bonus dari kontrak harga yang dibayar untuk lisensi pengeboran dan sewa tanah memberikan pendapatan besar bagi negara bagian.

2. Royalti produksi atas penjualan GMB. Tunjangan produksi untuk GMB akan menghambat pendapatan dari royalti selama beberapa tahun pertama proyek. Setelahnya, royalti produksi mulai akan dibayar berdasarkan perhitungan untuk setiap proyek. Kementerian Energi dan Pertambangan telah mengembangkan perkiraan angka rata-rata royalti dengan mempertimbangkan semua potongan dan kredit dengan nilai berkisar antara 10 - 12% dari penjualan harga gas.

4.2. Amerika Serikat

Pada tahun 1994, West Virginia telah mengadopsi sebuah kebijakan GMB untuk menjadi pedoman hukum dalam pengembangannya. Pada saat ini produksi GMB merupakan sumber gas terbesar di West Virginia, yaitu sebesar 66% dari produksi gas total.

Kongres Amerika Serikat menggunakan perundang-undangan Virginia sebagai dasar bagi undang-undang GMB pada National Energy Policy Act (EPACT) tahun 1992. Pemerintah Federal dibatasi oleh EPACT Section 1339, dengan judul Kepemilikan GMB, untuk Affected States dimana pemerintah Amerika Serikat memiliki sejumlah besar sumber daya batu bara atau GMB. EPACT menunjuk Illinois, Indiana, Kentucky, Ohio, Pennsylvania, Tennessee, dan West Virginia sebagai Affected States.

EPACT mengizinkan negara-negara bagian tersebut untuk mengembangkan regulasi GMB selama 3 tahun di daerahnya. Sebaliknya, ketentuan GMB dari Hukum Federal menjadi efektif di Affected States. Jadi, EPACT membuat sebuah program default


undang-undang GMB yang dibentuk negara. Pada tahun 1995, Indiana, Ohio, dan Pennsylvania menggunakan opsi ketentuan untuk meminta penghapusan mereka dari daftar Affected States sebelum pemerintah Federal menerapkan hukum tersebut. Pedoman hukum GMB menciptakan kerangka hukum untuk pengembangan GMB sehingga memberikan dasar jalur hukum bagi para pengembang. Adanya ketentuan dari jarak sumur, perlindungan dari pengoperasian batu bara, aspek keselamatan tambang batu bara, perlindungan lingkungan, dan juga well plugging menunjukkan bahwa recovery mineral secara teknis dan masalah sumber daya merupakan hal yang penting dalam pengembangan GMB.

4.3. Cina

Sebagai produsen batu bara terbesar di dunia, Cina mempunyai cadangan GMB yang diperkirakan mencapai 1.000 tcf. Pemerintah Cina telah menetapkan target optimistik untuk meningkatkan produksi GMB dari 1 miliar meters (bcm) - 10 bcm pada tahun 2015. Cina mempunyai beberapa proyek GMB yang sudah dalam tahap produksi (dengan lebih dari 2.000 sumur) dan berencana untuk membangun dua pipa dengan panjang hampir mencapai 1.400 km untuk mengangkut GMB ke pasar di bagian timur negara Cina. Cina United Coalbed Methane Corporation (CUCBM) telah bekerja sama (joint venture) dengan perusahaan asing di 27 blok GMB, sehingga diharapkan keterlibatan pihak asing pada sektor GMB di negara Cina akan meningkat.

Pemerintah Cina menyusun peraturan GMB sejak akhir tahun 1990-an dengan tujuan mendorong pengembangan sumber daya GMB Cina. CUCBM didirikan pada tahun 1996 dan awalnya memiliki hak monopoli untuk melakukan semua proyek GMB yang melibatkan kolaborasi pihak asing. Monopoli ini berakhir pada tahun 2007. Saat ini belum ada perusahaan Cina lainnya yang telah mengambil hak untuk menjadi “perusahaan yang ditunjuk” dengan hak yang sama seperti CUCBM, meskipun PetroChina diharapkan untuk melakukannya tahun ini.


Apabila terdapat entitas asing yang terlibat, proses pengembangan GMB di Cina memerlukan mitra kerja untuk melakukan survei sumber daya dan membuat pengajuan kepada Ministry of Land and Resources untuk mandapatkan hak eksplorasi mineral dan Ministry of Commerce untuk mandapatkan hak pembukaan lahan. CUCBM (atau perusahaan lainnya yang ditunjuk) akan masuk ke dalam PSC dengan entitas asing. Term utama dari PSC Cina meliputi:

1. Eksplorasi dan risiko pembangunan ditanggung pihak entitas asing;

2. Pemerintah Cina memiliki sekurangnya 30% participating interest;

3. Secara umum cost recovery 70% masih diperbolehkan;

4. Royalti tidak lebih besar dari 3% dari pendapatan tahunan, dan

5. Pembagian (split) produksi dapat dinegosiasikan.

Pemerintah Cina menawarkan sejumlah insentif fiskal untuk mendorong keterlibatan asing dalam pengembangan GMB misalnya pembebasan pajak barang impor; terdapat tax holiday (tidak dikenai pajak) selama 2 tahun, dan pajak pertambahan nilai sebesar 5% setelah dimulainya produksi gas. Selain itu, harga GMB di Cina juga tidak ditetapkan oleh negara.

4.4. India

India memiliki cadangan batu bara yang besar dan diperkirakan memiliki cadangan GMB sebesar 300 tcf. Saat ini terdapat 1 proyek GMB yang sudah beroperasi di India, yaitu di wilayah Bengal Barat. Di antara tahun 2001 dan 2006, pemerintah India menawarkan 26 blok GMB yang prospektif untuk dieksplorasi, yang kemudian diberikan kepada Reliance Industries, Essar Oil dan ONGC. Luas blok tersebut mencapai 14.000 km2 dan diperkirakan mengandung 50 tcf GMB. Puncak produksi blok ini diperkirakan mencapai 1.400 mmcfd; sehingga menarik minat sejumlah perusahaan asing untuk sektor GMB di India.

Otoritas regulasi pemerintah untuk GMB di India adalah Ministry of Petroleum and Natural Gas dan The Directorate General of


Hydrocarbons. Pemerintah India mengeluarkan kebijakan GMB pada tahun 1997 dalam rangka mengatur dan mendorong pengembangan GMB. Kebijakan tersebut menyatakan pengembangan GMB harus melalui proses tender terbuka, baik untuk perusahaan nasional maupun kontraktor asing untuk area potensi GMB yang belum dilakukan penambangan batu bara. Sedangkan untuk potensi GMB yang sudah terdapat penambangan batu bara, maka hak khusus pengembangan GMB terlebih dahulu diberikan kepada para perusahaan penambang batu bara.

Pemerintah India mengeluarkan regulasi GMB pada bulan Juli 1997. Perjanjian Kerja Sama GMB harus memasukkan pihak-pihak yang terlibat, seperti pemerintah India dan para kontraktor/pengembang dengan butir-butir utama isi perjanjian sebagai berikut:

• Royalti yang dibayarkan kepada pemerintah India adalah sebesar 10%;

• Produksi dan pembayaran seperti yang tertera dalam kontrak;

• Bonus komersial yang dibayarkan pada Declaration of Commerciality;

• Cost recovery sebesar 100%;

• Kebebasan untuk menjual dengan harga pasar di pasar domestik yang telah ditentukan (tetapi bila ada kelebihan gas dari permintaan domestik, maka dapat dijual di luar India), dan

• Pajak penghasilan 35% untuk perusahaan India dan 48% untuk perusahaan asing.


BAB 5 PENGEMBANGAN GAS METANA BATU BARA

DI INDONESIA

Indonesia memiliki potensi Gas Metana Batu bara (GMB) yang signifi kan dengan perkiraan cadangan mencapai 450 tcf (Gambar 5.1). Potensi tersebut terutama tersebar di daerah Sumatera dan Kalimantan. Besarnya perkiraan cadangan GMB di Indonesia telah mendorong beberapa pihak terkait untuk melakukan kegiatan pengembangan sebagai bahan bakar alternatif. Terkait hal tersebut pemerintah telah mendorong pelaksanaan pilot project GMB di Indonesia. Pilot Project GMB di Lapangan Rambutan, Pendopo, Sumatera Selatan merupakan kerja sama antara Badan Litbang ESDM yang diwakili oleh Pusat Penelitian dan Pengembangan Teknolgi Minyak dan Gas Bumi “LEMIGAS” dengan Medco Eksplorasi dan Produksi Indonesia (MEPI).

Gambar 5.1Potensi Cadangan GMB di Indonesia


Pilot Project GMB Rambutan merupakan pilot project GMB pertama di Indonesia yang bertujuan untuk meyakinkan kepada investor dan membuktikan bahwa GMB di Indonesia memiliki prospek untuk dikembangkan. Proyek penelitian ini dimulai sejak tahun 2004, dan sampai dengan tahun 2008 telah dilakukan pengeboran sebanyak 5 sumur percontoh dengan pola fi ve spot. Pilot project GMB Rambutan merupakan Pilot GMB pertama yang menghasilkan gas metana batu bara pada tahun 2008 dan pemanfaatan gas metana terproduksi untuk listrik pada tahun 2011.

5.1 Kajian Potensi GMB Cekungan Sumatera Selatan

Pulau Sumatera yang terletak di Indonesia bagian barat terdiri dari 3 blok basin back arc yaitu, Basin Sumatera Utara, Basin Sumatera Tengah dan Basin Sumatera Selatan. Basin-basin tersebut berorientasi barat laut – tenggara, dibatasi oleh Bukit Barisan di barat daya dan Selat Malaka, di sebelah timur laut dan timur oleh Selat Karimata dan Laut Jawa.

Singkapan batuan Tersier banyak dijumpai di Pulau Sumatera, tapi ada juga beberapa blok batuan berumur pre Tertiary, yaitu di Bukit Tigapuluh, Bukit Duabelas. Penampakan di Bukit Barisan adalah batuan metamorf dan batuan beku dengan umur Paleozoic dan Mesozoic, batuan Tersier dan deposit vulkanik. Gambar 5.2 memperlihatkan Peta Geologi Regional Sumatera Selatan.

Menurut Sukendar Asikin (1988), fi siografi Sumatera bagian Selatan dibagi menjadi 4 bagian, yaitu:

1. Cekungan Sumatera Selatan

2. Bukit Barisan dan Tinggian Lampung

3. Cekungan Bengkulu, yaitu meliputi lepas pantai Sumatera

4. Rangkaian kepulauan di sebelah barat pulau Sumatera.

Cekungan Sumatera Selatan merupakan bagian dari cekungan Sumatera Timur (De Coster, 1974 dalam M. Irlan, 1994) yang dipisahkan dari cekungan Sumatera Tengah oleh Tinggian Asahan (Pegunungan Tigapuluh) di barat laut membentang ke selatan dan dibatasi oleh Pegunungan Bukit Barisan dan Daratan Pra-Tersier di sebelah timur lautnya.


Gambar 5.2Peta Geologi Sumatera Selatan

Gambar 5.3Peta Fisiografi Cekungan Sumatera Selatan


Cekungan Sumatera Selatan dapat dibagi menjadi 3 sub-cekungan, yaitu Sub-Cekungan Jambi, Sub-Cekungan Palembang Tengah dan Sub-Cekungan Palembang Selatan (Gambar 5.3).

Sub-cekungan Palembang Selatan merupakan bagian selatan dari cekungan Sumatera Selatan, di utara berbatasan dengan Sub-cekungan Palembang Tengah, di timur berbatasan dengan Paparan Sunda di selatan berbatasan dengan Tinggian Lampung dan di barat berbatasan dengan Pegunungan Barisan, dan bentuk cekungan ini hampir membulat (Sub-circle).

Menurut Pulunggono (1986), lipatan-lipatan di Sumatera Selatan dapat dikelompokkan menjadi 3 antiklinorium besar, yaitu Antiklinorium Muaraenim, Antiklinorium Pendopo-Limau, dan Antiklinorium Palembang Utara. Antiklinorium Muarenim terdapat di Sub-cekungan Palembang Selatan, dengan arah barat laut-tenggara sampai barat-timur, ditempati oleh Formasi Muaraenim yang kaya akan lapisan-lapisan batu bara. Sedangkan Antiklinorium Pendopo-Limau termasuk ke dalam Sub-cekungan Palembang Selatan dan Sub-cekungan Palembang Tengah dengan arah barat laut-tenggara (Gambar 5.4).

Cekungan Sumatera Selatan terbentuk sebagai akibat hasil tektonik yang berkaitan erat dengan aktivitas penunjaman, lempeng India-Australia, yang bergerak ke arah utara hingga timur laut terhadap lempeng Eurasia yang relatif diam. Beberapa lempeng kecil (micro-plate) yang berada di antara Zona interaksi tersebut turut bergerak dan menghasilkan Zona konvergensi dalam berbagai bentuk dan arah. Penunjaman lempeng India-Australia tersebut mempengaruhi keadaan batuan, morfologi, tektonik dan struktur di Sumatera Selatan. Tumbukan tektonik lempeng di Pulau Sumatera menghasilkan jalur busur depan, magmatik, dan busur belakang.

Ketebalan batuan sedimen di cekungan Sumatera Selatan ini diperkirakan sekitar 6.000 meter, pada umumnya diendapkan secara tidak selaras di atas batuan pra-tersier. Satuan batuan pengisi cekungan ini kemudian mengalami proses tektonik yang mengakibatkan terjadinya pengangkatan, perlipatan dan pensesaran. Sedimentasi dalam cekungan Sumatera Selatan ini


Gambar 5.4Peta Struktur Regional Sumatera Selatan

(Hutchinson, 1996; Williams and others, 1995;Moulds, 1989; an Bemmelen, 1949)

terjadi pada zaman tersier dan mengalami perlipatan pada Tersier Akhir (Koesoemadinata, 1978).


Cekungan Sumatera Selatan terbentuk dari hasil penurunan (depression) yang dikelilingi oleh tinggian-tinggian batuan pra-tersier. Pengangkatan pegunungan Barisan terjadi di akhir Kapur disertai terjadinya sesar-sesar bongkah (block faulting) yang mempengaruhi proses sedimentasi dan terbentuknya unit batuan. Cekungan Sumatera Selatan telah mengalami tiga kali proses orogenesis, yaitu yang pertama adalah pada Mesozoikum Tengah, kedua pada Kapur Akhir sampai Tersier Awal dan yang ketiga pada Plio-Plistosen. Orogenesis Plio-Plistosen menghasilkan kondisi struktur geologi seperti terlihat pada saat ini.

Tektonik dan struktur geologi daerah cekungan Sumatera Selatan dapat dibedakan menjadi 3 kelompok, yaitu zona sesar Semangko, zona perlipatan yang berarah barat laut-tenggara dan zona sesar-sesar yang berhubungan erat dengan perlipatan serta sesar-sesar pra-tersier yang mengalami peremajaan. Secara struktur regional dijumpai adanya Pendopo-Limau Antiklinorium yang memperlihatkan arah sumbu umum yang berarah barat laut-tenggara.

Lapangan GMB adalah salah satu struktur closure yang dibentuk oleh dorongan patahan sebagai akibat dari bagian ketiga tektonik. Pada bagian pertama tektonik, struktur ini patahan normal, untuk itu lapangan GMB merupakan hasil dari perubahan struktur (Harding, 1983).

Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan

Stratigrafi cekungan Sumatera Selatan dari bawah ke atas disusun dimulai dari terbentuknya batuan tertua di cekungan Sumatera Selatan berupa batuan alas yang berumur pra-tersier, terdiri dari batuan beku dan batuan ubahan derajat rendah. Batuan alas tersebut ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Lahat yang berumur Eocene-Oligocene yang terdiri dari tuff yang berwarna kemerahan dan keunguan, lempung tufaan, andesit, breksi dan konglomerat.

Berikutnya Formasi Lahat ditutupi secara tidak selaras oleh Formasi Talangakar yang berumur Oligosen-Miosen yang terdiri dari Batu pasir berukuran sedang sampai kasar dan lapisan batu bara di bagian bawahnya, dan serpih abu-abu gampingan dan batu bara


di bagian atasnya. Batu bara pada Formasi ini memiliki derajat kematangan bituminous, terletak cukup dalam dan tidak terlalu tebal. Formasi Talangakar diendapkan pada lingkungan Terrestrial sampai lingkungan Paralic. Formasi Talangakar ditutupi secara selaras oleh Formasi Baturaja yang terdiri dari serpih karbonat dan Batu gamping.

Formasi Baturaja ditutupi secara selaras atau menjemari dengan lapisan batuan Formasi Gumai yang disusun oleh batuan napal, batu lempung, serpih, dan serpih lanauan, dan sedikit lapisan tipis batu gamping dan batu pasir, yang diendapkan pada lingkungan laut terbuka yang lebih dalam. Formasi Gumai ditutupi secara selaras oleh batuan Formasi Air Benakat yang diendapkan pada lingkungan littoral sampai laut dangkal, yang terdiri dari Batu pasir dan lempung napalan, glaukonitan dan karbonatan. Pengendapan Formasi Talangakar sampai Formasi Air Benakat diendapkan selama waktu Oligo-Miosen.

Formasi yang kaya batu bara diperoleh pada Formasi Muaraenim yang berumur Miosen Akhir – Pliosen, yang secara selaras menutupi Formasi Air Benakat (Shell 1978) seperti ditunjukkan oleh Gambar 5.5, Formasi ini dinamakan juga Formasi Palembang Tengah (Decoster 1974).

Berikut pembahasan Formasi Muaraenim dengan lapisan batu bara sebagai obyek penelitian GMB termasuk dalam formasi batuan ini. Formasi Muaraenim terletak selaras di atas Formasi Air Benakat yang litologinya terdiri dari batu pasir, batu lanau, batu lempung dan batu bara. Lingkungan pengendapan formasi ini adalah paparan delta-laguna. Ketebalan batuan pada formasi ini bervariasi antara 200 – 800 meter, umur Miosen Akhir sampai Pliosen dan kaya akan batu bara. Endapan batuan antar lapisan batu bara menunjukkan adanya pengaruh lingkungan laut, tetapi tidak ditemukan adanya fosil foraminifera, kecuali fosil-fosil keluarga Lamelibranchiata/pelycypoda yang dijumpai di beberapa tempat.

Dapat teridentifi kasi bahwa di dalam Formasi Muaraenim terdapat paling tidak 12 lapisan batu bara utama, dari bawah ke atas yaitu lapisan batu bara Kladi, Merapi, Petai (C), Suban (B), Mangus (A),


Burung, Benuang, Kebon, Benakat/Jelawatan, Lematang, Niru. Pengendapan batu bara di formasi ini dipengaruhi saat susut laut pada peristiwa perubahan muka air laut yang terjadi pada kala Miosen (Taupitz, 1987, Pujobroto, 1996).

Berdasarkan fasiesnya, Shell Mijnbouw (1978) membagi Formasi Muaraenim menjadi 4 unit (Gambar 5.6), yaitu:

Gambar 5.5Stratigrafi Cekungan Sumatera Selatan (Shell Team 1978)


• Unit M1 merupakan bagian paling bawah dari Formasi batu bara Muaraenim, dibatasi bagian bawahnya oleh lapisan batu bara Kladi dan Petai di bagian paling atas, dengan ketebalan keseluruhan 170 - 210 meter, terdiri dari batu pasir halus berwarna abu-abu terang, lanau-batu pasir lanauan berwarna abu-abu, batu pasir masif abu-abu kebiruan, batu pasir halus berwarna abu-abu, dan lanau abu-abu gelap. Banyak juga ditemukan lensa-lensa napal dalam runutan batuan, serta didapatkan 2 lapisan batu bara dalam unit ini, yang berkembang secara tidak

Gambar 5.6Stratigrafi Daerah Muaraenim dan Sekitarnya (Sojitz, 2007)


teratur, yaitu lapisan Merapi dan Kladi dengan ketebalan berkiar 1 - 8 meter.

• Unit M2, pada runtunan batuan unit ini dijumpai 3 lapisan batu bara yaitu Petai, Suban dan Mangus. Lapisan Mangus ini berada di bagian atas unit M2 dan berbatasan dengan unit M3 di atasnya, dicirikan oleh sisipan batu lempung tufaan dengan kandungan biotit, sedang batas bawahnya adalah lapisan Petai. Litologinya terdiri dari perselingan batu lanau berwarna keabu-abuan, laminasi batu lanau berwarna abu-abu gelap, dan sisipan tipis batu bara, mengandung sedikit sideritik napal, setempat lapisan batu bara mengalami splitting.

• Unit M3 terdapat 2 lapisan utama, yaitu Lapisan Burung dan Lapisan Binuang. Batas atas adalah Lapisan Kebon (Unit M4) dan batas bawah adalah Lapisan Mangus (Unit M2). Litologi terdiri dari batu pasir halus sampai kasar berwarna abu-abu keputihan dan bersifat tufaan, berselingan dengan batu lanau abu-abu, batu lempung dan sisipan batu bara, penyebaran batu bara secara lateral umumnya buruk.

• Unit M4 adalah runtunan batuan di antara bagian bawah Lapisan Enim dan dasar dari Formasi Kasai, dengan total ketebalan berkisar 124 - 185 meter. Lapisan batu bara Enim memiliki ketebalan sekitar 10 - 20 meter dan memiliki penyebaran yang luas. Lapisan batu bara ini umumnya berupa satu lapisan dengan pengotoran bercirikan adanya fragmen resin yang cukup banyak. Lapisan antara Enim seam dan Jelawatan seam umumnya terdiri dari perselingan dari batu pasir abu-abu terang dan batu lanau yang berwarna abu-abu gelap sampai abu-abu, dengan sebagian berupa materi tufaan dan 3 – 5 lapisan batu bara dengan ketebalan kurang dari 3 m, setempat dengan penerusan lapisan yang buruk.

5.2. Pilot Project Sumur GMB Lapangan Rambutan

Dari hasil kajian potensi GMB, cekungan Sumatera Selatan diperkirakan memiliki cadangan sebesar 183 Tcf. Berdasarkan hasil kajian tersebut kemudian dilanjutkan dengan pengembangan Pilot Project GMB yang terletak di lapangan Rambutan, Kecamatan Benakat, Kabupaten Muara Enim, Sumatera Selatan.


Berdasarkan data yang diperoleh, di lokasi tersebut pada selang kedalaman antara 1.520 - 3.100 ft terdapat 5 lapisan batu bara yang mempunyai ketebalan yang cukup bagus sekitar 30 meter, yaitu seam-1, seam-2, seam-3, seam-4 dan seam-5. Dari ke 5 lapisan tersebut, 3 lapisan (seam) yang akan menjadi sasaran dalam penelitian ini adalah seam-2, seam-3 dan seam-5. Pada seam-seam yang dipilih tersebut diperkirakan memiliki prospek kandungan gas metana yang besar. Gambar 5.7 memperlihatkan Model Multy Layer Seam Sumur CBM.

Gambar 5.7Model Multy Layer Seam Sumur GMB

Dari lapisan-lapisan tersebut kemudian dilaksanakan uji coba pengeboran untuk memproduksikan gas metana yang terkandung dalam batu bara. Pilot Project 5 sumur GMB yang dibuat memiliki pola geometri fi ve spot dimana sumur GMB-3 berada di bagian tengah dan sumur-sumur lainnya berada pada sisi segi empat, dengan jarak berkisar antara 530 hingga 690 meter sebagaimana diperlihatkan pada Gambar 5.8.


Gambar 5.8Peta Lokasi Sumur GMB dengan Pola Five Spot

Kelima sumur GMB yang telah dibuat menempati area di samping sumur Rambutan yang telah ada dan berjaran sekitar 15 meter. Untuk Sumur CBM-1 di lapangan Rambutan 13, CBM-2 di lapangan Rambutan 23, CBM-3 di lapangan Rambutan 5, CBM-4 di lapangan


Rambutan 9, dan sumur uji CBM-5 di lapangan Rambutan 19. Lima Sumur CBM yang telah selesai dibuat merupakan sumur uji produksi gas methan yang kemudian dilakukan proses dewatering untuk mengurang tekanan pori batubara (Gambar 5,9).

CBM 12004

CBM 3,4,52006

CBM 2CBM 22005

Gambar 5.9Pemboran Sumur GMB Lapangan Rambutan

5.3. Pelaksanaan Proses Uji Produksi

Pelaksanaan lanjutan proses uji produksi (dewatering) dirasa sangat penting guna keperluan untuk mempercepat proses produksi gas metana dan mengevaluasi kemampuan produksi gas dari lapisan batu bara yang ada serta upaya penanganan air terproduksi dengan benar. Proses dewatering ini dilakukan untuk memproduksikan air agar terjadi perubahan kesetimbangan mekanik di dalam clead batu bara (rekahan) sehingga bila tekanan turun, GMB dapat keluar dari matrik batu bara melalui bidang rekah. GMB akan mengalir melalui rekahan batu bara dan akhirnya keluar menuju lubang sumur seperti ditunjukkan pada Gambar 5.10.


Gambar 5.10Skema Proses Uji Produksi GMB

Pada tahap dewatering sumur GMB telah dilakukan dengan menggunakan beberapa tipe pompa. Beberapa tipe pompa disesuaikan dengan produksi air dan tekanan dalam sumur untuk optimalisasi pemompaan air. Pada pelaksanaan dewatering di sumur GMB lapangan Rambutan pada awalnya menggunakan pompa Sucker Rod dan sekarang telah diubah menggunakan pompa PCP. Pergantian pompa ini dilakukan berkenaan produksi air dari kegiatan dewatering semakin menurun sehingga diperlukan kapasitas pompa yang lebih kecil agar produksi air yang kontinyu dapat terlaksana.


Program pelaksanaan dewatering dari ke 5 sumur GMB dimulai kembali pada awal bulan Juli 2008. Pelaksanaan dewatering dari ke 5 sumur GMB menggunakan pompa Sucker Rod dengan memantau laju produksi dan pencatatan terhadap perubahan tekanan anulus casing setiap harinya. Gas yang terakulasi kemudian dibakar agar tidak mengganggu proses dewatering yang sedang dilakukan.

1. Sumur CBM-1

Sumur CBM-1 selesai dibor pada tanggal 2 Desember 2004 sampai kedalaman 2.015 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 10 meter dari sumur RBT#13. Berdasarkan data laporan pemboran terdapat beberapa lapisan batu bara pada sumur tersebut mulai dari kedalaman 1.570 - 2.003 ft. Jenis penyelesaian sumur yang sudah dikerjakan yaitu dengan pemasangan liner screen 4-1/2” dari kedalaman puncak liner di 1.543 ft sampai dasar lubang di 2.008 ft. Screen liner dipasang tanpa disemen sehingga sepanjang selang kedalaman 1.543 - 2008 ft merupakan lubang terbuka.

Gambar 5.11Fasilitas Produksi Sumur CBM-1


2. Sumur CBM-2

Sumur GMB-2 selesai dibor pada tanggal 28 Februari 2006 sampai kedalaman 3.140 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#23. Berdasarkan data dari laporan pemboran, sampai kedalaman 3.100 ft terdapat 3 lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu lapisan 2 pada selang kedalaman 1.690 – 1.720 ft, lapisan 3 pada selang kedalaman 1.750 – 1.780 ft dan lapisan P pada 2.940 – 2.980 ft. Ketiga lapisan tersebut masih dalam kondisi tertutup oleh casing (Case Hole).

Sumur CBM-2 ini telah dipasang fasilitas produksi yaitu separator kecil sederhana dan tanki timbun untuk proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl. Sampai dengan tahun 2008 sumur CBM-2 belum berproduksi karena menunggu kesiapan peralatan downhole dan terdapat sedikit masalah dengan kondisi lubang sumurnya. Pada bulan Maret 2008 dilakukan running Impression Block 3.1” untuk memverifi kasi kondisi downhole dan untuk membuktikan adanya fi sh di sumur tersebut dan ditemukan adanya goresan dipermukaan Impression Block yang mengindikasikan adanya pipa yang jatuh atau mungkin casing yang mengalami pergesaran di dalam sumur CBM-2.

Gambar 5.12Fasilitas Sumur CBM-2


3. Sumur CBM-3

Sumur CBM-3 selesai dibor pada tanggal 13 Desember 2006 sampai kedalaman 2.977 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#9. Berdasarkan data laporan pemboran, sampai kedalaman 2.977 ft terdapat 3 lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu seam 2 pada selang kedalaman 1.642–1.670 ft, seam 3 pada selang kedalaman 1.70–1.732 ft dan seam P pada 2.947–2.977 ft. Seam P merupakan lubang terbuka sedangkan seam 2 dan 3 sudah diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur CBM-3 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi lainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl.

Sumur CBM-3 sempat mengeluarkan gas GMB dengan volume yang masih kecil sekitar 0.5 mscf/hari dan merupakan salah satu sumur dengan prospek kandungan GMB yang cukup tinggi. Pada sumur CBM-3 sering dilakukan pengujian tekanan baik dengan electric memory recorder (EMR) maupun dengan peralatan Acoustic Well Sounder (AWS). Running EMR dilakukan tahun 2008 dengan run gauge di depan seam 3 di kedalaman 1.718 ft dengan melakukan shut in well selama 24 jam (rencana awal 72 jam) tekanan mencapai 290 psi.

Pada pelaksanaan kerja ulang tahun 2010 kembali dilakukan pengujian terhadap tekanan di masing-masing seam pada sumur CBM 3 dengan menggunakan EMR. Pelaksanaan pengujiannya diawali dengan melakukan pengujian injection test terlebih dahulu baru kemudian sumur ditutup selama 32 jam. Hasil dari pengujian menunjukkan bahwa tekanan dari masing-masing seam setara dengan besarnya tekanan hidrostatik dari kolom fl uida (air) hingga di permukaan sumur. Dengan melihat lambatnya penurunan tekanan injeksi menggambarkan begitu kecilnya permeabilitas dari masing-masing seam yang diuji.



4. Sumur CBM-4

Sumur CBM-4 selesai dibor pada tanggal 12 Desember 2006 sampai kedalaman 3.072 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#9. Berdasarkan data laporan pemboran, sampai kedalaman 3.072 ft terdapat tiga lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu seam 2 pada selang kedalaman 1.742 – 1.770 ft, seam 3 pada selang kedalaman 1.804 – 1.834 ft dan seam P pada 3.038 – 3.072 ft. Seam P merupakan lubang terbuka sedangkan seam 2 dan 3 sudah diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur CBM-4 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi lainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari kegiatan proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl.



Sumur CBM-4 pada tahun 2008 telah mengeluarkan GMB dengan volume yang masih kecil sekitar 0,041 mscf/hari dan juga diperkirakan merupakan salah satu sumur dengan prospek kandungan GMB cukup besar. Dari hasil analisis memperlihatkan bahwa tidak optimumnya produksi dari seam 2 dan 3 tidak dikarenakan adanya lapisan semen yang cukup tebal di belakang dinding casing, sehingga perforasi yang dilakukan tidak dapat membuka lapisan semen tersebut secara maksimal. Salah satu upaya yang dilakukan tahun 2010 yaitu membuka lapisan semen pada seam 3 yaitu dengan menerapkan metode Radial Jetting. Pada pelaksanaannya di lapisan seam 3 dan seam 5 pada lapisan open holenya telah dibor secara horisontal ke samping sepanjang 20 meter dengan jumlah lubang sekitar 20 buah. Hasil yang diperoleh cukup meningkatkan produksi GMB dari sumur CBM-4 menjadi sekitar 10 mscf/hari.


5. Sumur CBM-5

Sumur CBM-5 selesai dibor pada tanggal 11 November 2006 sampai kedalaman 3.100 ft. Terletak di lokasi yang sama dan berjarak 15 meter dari sumur RBT#19. Berdasarkan data laporan pemboran sampai kedalaman 3.100 ft terdapat 3 lapisan batu bara yang berpotensi menghasilkan gas metana yang cukup besar, yaitu lapisan 2 pada selang kedalaman 1.754 – 1.782 ft, lapisan 3 pada selang kedalaman 1.812 – 1.838 ft dan lapisan P pada 3.048 – 3.100 ft. Seam P merupakan lubang terbuka sedangkan seam 2 dan 3 sudah diperforasi setelah pemboran sumur selesai dikerjakan. Sumur CBM-5 ini telah terpasang 1 unit pompa PCP dan fasilitas produksi lainnya yaitu Vassel dan tanki timbun untuk menampung air dari kegiatan proses dewatering dengan kapasitas 300 bbl.

Pada pelaksanaan kerja ulang tahun 2010, dilakukan pengujian terhadap tekanan di masing-masing seam pada sumur CBM-3 dengan menggunakan EMR. Pelaksanaan pengujiannya diawali dengan melakukan uji injection test terlebih dahulu baru kemudian sumur ditutup selama 32 jam.



5.4. Pemanfaatan GMB untuk Listrik

Pada tahap lanjutan dewatering yang dilakukan terhadap ke 3 sumur uji GMB memperlihatkan bahwa baru 2 sumur yang telah mulai mengeluarkan gas metananya sehabis dilakukan operasi kerja ulang. Untuk sumur CBM-3, GMB telah keluar hampir kontinyu dengan perkiraan produksi perharinya baru sekitar 5 m3/hari (0,176 mscf/hari) setelah 17 hari dewatering dilakukan. Sedangkan untuk sumur CBM-4, gas telah keluar baru mencapai 5,5 m3/hari (0,194 mscf/hari) setelah 10 hari dewatering berjalan.

Dari analisis gas yang pernah dilakukan sebelumnya memperlihatkan bahwa komposisi GMB didominasi hampir di atas 96% merupakan metana (CH4). Pengujian yang dilakukan di laboratorium terhadap GMB yang keluar dari masing-masing seam yang diproduksikan yaitu seam 2, 3, dan 5 (lihat Tabel 51, 52 dan 53).

Uji coba awal pemanfaatan gas untuk menggerakkan generator listrik berkapasitas 12 KVA sudah dilakukan di sumur CBM-3 dan CBM-4 dengan menghidupkan 4 lampu penerangan yang ada di sumur CBM-4 berkapasitas masing-masing 400 watt. Generator yang digunakan merupakan generator gas mini dari Kubota dengan kapasitas daya 25 KVA 220 volt.

Component Mol Percent GPM

Hydrogen Sulfide H2S 0Carbon Dioxide CO2 0.13 Nitrogen N2 1.39 Methane CH4 98.25 Ethane C2H6 0.16 0.0428 Propane C3H8 0.04 0.0111 Iso-Butane i-C4H10 0.03 0.0096 n-Butane n-C4H10 0 0Iso-Pentane i-C5H12 0 0n-Pentane n-C5H12 0 0Hexanes C6H14 0 0Heptanes plus C7+ 0 0

100.00 0.0635

Tabel 5.1Komposisi Gas dari Seam 2


Component Mol Percent GPM

Hydrogen Sulfide H2S 0Carbon Dioxide CO2 0.03 Nitrogen N2 2.37 Methane CH4 96.57 Ethane C2H6 0.75 0.2007 Propane C3H8 0.21 0.0580 Iso-Butane i-C4H10 0.07 0.0225 n-Butane n-C4H10 0 0Iso-Pentane i-C5H12 0 0n-Pentane n-C5H12 0 0Hexanes C6H14 0 0Heptanes plus C7+ 0 0

100.00 0.2812


Component Mol Percent GPM Hydrogen Sulfide H2S 0 Carbon Dioxide CO2 1.01 Nitrogen N2 0.15 Methane CH4 98.26 Ethane C2H6 0.26 0.0696 Propane C3H8 0.31 0.0856 Iso-Butane i-C4H10 0.01 0.0032 n-Butane n-C4H10 0 0 Iso-Pentane i-C5H12 0 0 n-Pentane n-C5H12 0 0 Hexanes C6H14 0 0 Heptanes plus C7+ 0 0

100.00 0.1584



Gambar 5.16Generator Gas di Sumur CBM-3 dan 4


Gambar 5.17Separator Sederhana di Sumur GMB

5.5. Hasil Pengamatan Air Terproduksi

Pada tahap lanjutan dewatering yang dilakukan di sumur uji GMB memperlihatkan bahwa jumlah air yang diproduksikan dari masing-masing sumur sangat bervariasi hanya pada sumur CBM-1 yang memiliki jumlah air paling banyak dibandingkan dengan sumur lainnya. Pelaksanaan monitoring terhadap jumlah air yang terproduksi dilakukan secara kontinyu setiap harinya. Sedangkan untuk monitoring komposisi kimia dari air yang terproduksi dilakukan setiap 1 bulan sekali untuk masing-masing sumur yang diamati. Pengambilan sampel air diambil pada mini separator yang telah dipasang (Gambar 5.17).


1. Sumur CBM-1

Pada tahap dewatering yang dilakukan di sumur CBM-1, jumlah air yang telah diproduksikan dalam kurun waktu bulan November hingga Desember 2010 berkisar 3.000 bbl, dengan produksi sekitar 35 bbl/hari. Produksi air yang dihasilkan memperlihatkan adanya penurunan walaupun belum begitu besar.

Pengamatan terhadap komposisi kimia dari air yang diproduksi mempelihatkan bahwa kandungan logam berat yang terkandung di dalam air produksi sumur CBM-1 (As, Ba, Cd, Cr, Cu, Pb, Hg, Se, Ag dan Zn) menunjukkan masih di bawah ambang batas yang dipersyaratkan dalam Permen Lingkungan Hidup No. 85 th 1999. Sedangkan salinitas air yang diproduksikan masih tergolong dalam kondisi di bawah payau.

DISSOLVED SOLIDS

CATION mg/l me/l ANION mg/lSodium, Na+ (calc.) = 35.79 Cloride, Cl- = 7.33Calcium, Ca++ = 31.28 1.56 Sulfate, SO4

= = 0.00 0.00Magnesium, Mg++ = 5.69 0.47 Carbonate, CO3

= = 0.00 0.00Barium, Ba++ = 0.51 0.004 Bicarbonate, HCO3

- = 1,861.60 30.51Iron, Fe++ (total) = 0.52 0.02Strontonium, Sr++ = 0.43 0.01

OTHER PROPERTIES

Specific Gravity, 60/60 oF = 1.000pH @ 77oF =Salinity = ��Conductivity = mS/cmTDS (Total Dissolved Solids) = mg/lTSS (Total Suspended Solid) = mg/lTurbidity = FTUResistivity (ohm-mater) = �meter @ 76.0 OFDO = mg/lCO2 = mg/lOil Content = mg/l

0.000.00

WATER PATTERNS - me/l

822.8

22.20

me/l

2.69

0.49

0.932.19

1,109.00

8.9

7.74

260.0

0.1 1 10 100 10000.11101001000

Na+

Ca++

Mg++

Fe++

Cl-

HCO3-

SO4=

CO3=

Tabel 5.4Analisis Kimia Air Sumur CBM-1


Produksi Air Gas/Liquid RPMPompa

Sonolog(fluid level)No. Tanggal Pukul

detik/600cc bbl/hari psi rpm ft

1 6-Dec-12 17.15 25.00 13.04 57 777.40

2 7-Dec-12 10.15 29.84 10.93 57 491.63

3 8-Dec-12 10.40 50.20 6.49 57 639.80

4 9-Dec-12 10.03 28.00 11.64 58 606.49

5 10-Dec-12 9.56 33.00 9.88 57 692.96

6 11-Dec-12 9.35 55.00 5.93 57 675.25

7 12-Dec-12 9.14 86.00 3.79 57 666.74

8 13-Dec-12 11.16 44.75 7.29 57 646.88

9 14-Dec-12 8.40 25.29 12.89 57 540.50

10 15-Dec-12 10.47 25.69 12.69 57 613.24

11 16-Dec-12 9.45 42.35 7.70 57 631.23

12 17-Dec-12 11.26 50.50 6.46 57 645.69

13 18-Dec-12 17.15 42.44 7.68 57 640.84

14 19-Dec-12 9.50 70.00 4.66 5.75 57 688.56

15 20-Dec-12 8.55 24.31 13.41 4.80 57 645.71

16 21-Dec-12 9.35 57.94 5.63 2.15 61 1155.72

17 22-Dec-12 3:36 62.45 5.22 5.12 61 1243.21

Tabel 5.5Monitoring Produksi Sumur CBM-3

2. Sumur CBM-3

Pada tahap awal dimulainya dewatering yang dilakukan di sumur CBM-3, produksi airnya sekitar 8,55 bbl/hari. Sedangkan produksi gasnya baru sekitar 5 m3/hari (0.176 mscf/hari) setelah 17 hari de-watering dilakukan.

Pengamatan terhadap komposisi kimia dari air yang diproduksikan mempelihatkan bahwa kandungan logam berat yang terkandung di dalam air produksi sumur GMB 3 (As, Ba, Cd, Cr, Cu, Pb, Hg, Se, Ag dan Zn) menunjukkan masih di bawah ambang batas yang dipersyaratkan dalam Permen Lingkungan Hidup No. 85 th 1999. Sedangkan salinitas dari air yang diproduksikan masih tergolong dalam kondisi di bawah payau.


4. Sumur CBM-4

Pada tahap awal dimulainya dewatering yang dilakukan di sumur CBM-4, produksi airnya sekitar 9,11 bbl/hari. Sedangkan produksi gasnya baru mencapai sekitar 5,5 m3/hari (0,194 mscf/hari) setelah 10 hari dewatering.

Pengamatan terhadap komposisi kimia dari air yang diproduksikan mempelihatkan bahwa kandungan logam berat yang terkandung di dalam air produksi sumur GMB 4 (As, Ba, Cd, Cr, Cu, Pb, Hg, Se, Ag dan Zn) menunjukkan masih di bawah ambang batas yang dipersyaratkan dalam Permen Lingkungan Hidup No. 85 th 1999. Sedangkan salinitas dari air yang diproduksikan masih tergolong dalam kondisi di bawah payau.

DISSOLVED SOLIDS





OTHER PROPERTIES


0.000.00


1,007.7

2.90

me/l

2.42

5.52

0.752.02

1,159.00

15.9

7.75

550.0

0.1 1 10 100 10000.11101001000

Na+

Ca++

Mg++

Fe++

Cl-

HCO3-

SO4=

CO3=




Sonolog(fluid level) No. Tanggal Pukul


1 13-Dec-12 19:43 33.00 9.88 50

2 14-Dec-12 10.40 36.00 9.06 54 725.43

3 15-Dec-12 9.45 34.24 9.52 54 692.54

4 16-Dec-12 8.35 33.00 9.88 56 606.65

5 17-Dec-12 10.46 25.68 12.70 65 782.29

6 18-Dec-12 17.05 25.62 12.73 66 840.22

7 19-Dec-12 9.16 40.03 8.14 61 942.91

8 20-Dec-12 11.15 32.94 9.90 4.10 61 1082.99

9 21-Dec-12 14.05 51.41 6.34 4.80 61 1186.55

10 22-Dec-12 10.35 111.00 2.94 0.75 61 1218.43

DISSOLVED SOLIDS





OTHER PROPERTIES


0.000.00


1,013.2

5.90

me/l

2.32

8.52

0.811.95

1,219.00

25.9

7.70

560.0

0.1 1 10 100 10000.11101001000

Na+

Ca++

Mg++

Fe++

Cl-

HCO3-

SO4=

CO3=




5. Sumur CBM-5

Pada tahap awal dimulainya dewatering yang dilakukan di sumur CBM-5, produksi airnya sekitar 9,78 bbl/hari.


Sonolog (fluid level)No. Tanggal Pukul


1 20-Dec-12 19.50 31.69 10.29 54

2 21-Dec-12 10.20 33.25 9.81 54 756.25

3 22-Dec-12 09:15 35.23 9.25 54 852.36

DISSOLVED SOLIDS





OTHER PROPERTIES


0.000.00


933.1

4.90

me/l

2.12

7.52

0.801.94

1,215.00

25.9

7.65

490.0

0.1 1 10 100 10000.11101001000

Na+

Ca++

Mg++

Fe++

Cl-

HCO3

SO4=

CO3=




Hasil Pengujian Unsur Logam Berat Sumur GMB Lapangan Rambutan

Air yang terproduksi dari ke 4 sumur GMB rata-rata perharinya adalah 46 bbl, jumlah produksi air sebesar itu dominan berasal dari sumur CBM-1. Karena dari hasil pengujian di laboratorium memperlihatkan adanya salinitas pada air yang terproduksikan, walaupun masih dapat dikatakan di bawah air payau mendekati air tawar, akan tetapi penelitian untuk tujuan penanganan terhadap air terproduksi tetap dilakukan dengan berbagai alternatif penanganannya. Dari hasil pengujian terhadap kandungan unsur logam berat memperlihatkan bahwa dari ke 5 air yang terproduksikan masih di bawah ambang yang dipersyaratkan dalam Permen Lingkungan Hidup No. 85 Tahun 1999.

Air Produksi dari Sumur CBM No Unsur Logam Berat

CBM 1 CBM 3 CBM 4 CBM 5 PP No. 85 Th 1999

1 Arsenic (As), mg/l 0.0666 0.3966 0.4066 0.4051 5.0, maksimum

2 Barium (Ba), mg/l 0.5092 1.8892 1.4992 1.4872 100, maksimum

3 Cadmium (Cd), mg/l 0.8276 0.9176 0.4976 0.9176 1.0, maksimum

4 Chromium (Cr), mg/l 0.0000 0.0000 0.0009 0.0009 5.0, maksimum

5 Copper (Cu), mg/l 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.2, maksimum

6 Lead (Pb), mg/l 1.5234 1.9834 1.9885 1.5485 5.0, maksimum

7 Mercury (Hg), mg/l 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.2, maksimum

8 Selenium (Se), mg/l 0.0759 0.5659 0.5622 0.6672 1.0, maksimum

9 Silver (Ag), mg/l 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 5.0, maksimum

10 Zinc (Zn), mg/l 0.0145 0.2545 0.7845 0.5845 50.0, maksimum

Tabel 5.11Hasil Pengujian Logam Berat Sumur GMB Lapangan Rambutan


BAB 6 KAJIAN KEEKONOMIAN PENGELOLAAN

GAS METANA BATU BARA

Pada prakteknya, biaya operasional produksi GMB pada tahap awal ternyata sedikit lebih besar dibandingkan dengan biaya operasional produksi gas konvensional. Hal ini terjadi karena proses produksi GMB harus melewati dewatering stage yang lebih lama, sementara tahapan dewatering dalam proses produksi gas konvensional lebih cepat. Sampai saat ini, “biaya puncak” produksi GMB diperkirakan memakan waktu 5 - 7 tahun, sedangkan untuk gas konvensional hanya membutuhkan waktu 1 tahun. Setelah melewati tahap awal tersebut, biaya produksi GMB diperkirakan lebih murah US$ 0,03 million cubic ft (mmcf) dibanding biaya produksi gas konvensional.

Biaya eksplorasi satu “kepala sumur” GMB diperkirakan US$ 400.000, lebih rendah dari minyak atau gas yang rata-rata 1 - 2 juta US$. Sementara itu, biaya kompresi dan bahan bakar pembangkit diperkirakan mencapai sekitar 7 - 13% dari total volume produksi kotor, dengan “rincian hilang” yaitu 5% untuk pembangkit dan 2 - 8% karena adanya kompresi/pemampatan gas, sehingga total volume GMB yang bisa dijual hanya sekitar 87 - 93% (Gregory C Bank dan Vello A. Kuuskraa, 2006). Sedangkan biaya transportasi dan distribusi merupakan fungsi dari volume penyaluran atau harga gas dan jarak, sehingga biaya yang harus ditanggung oleh konsumen akhir (end user) adalah penjumlahan dari harga gas di “kepala sumur” ditambah dengan biaya proses, biaya transportasi dan biaya distribusi (tergantung dari jenis pasar dan volume penyaluran/harga gas). Dalam menentukan model keekonomian GMB, harus selalu mengkaitkannya dengan harga GMB di “kepala sumur”, royalty, pajak produksi dan faktor lain yang berdampak pada biaya pengelolaan GMB.

6.1. Model Fiskal

Saat ini bentuk Kontrak Kerja Sama (KKS) GMB secara garis besar terbagi dalam 2 jenis model kontrak, yaitu model Production Sharing Contract (PSC) sesuai yang lazim dipakai di sektor minyak dan


gas bumi, dan model Gross Production Sharing Contract (GPSC) yang merupakan usulan terbaru yang ditawarkan pada investor oleh Kementerian ESDM. Perbedaan prinsip dasar antara kontrak PSC dan GPSC adalah terletak pada ada tidaknya cost recovery. Dalam kontrak PSC pemerintah akan merecovery semua investasi investor apabila GMB berhasil diangkat. Sementara dalam model GPSC tidak ada lagi istilah cost recovery, semua investasi investor adalah murni modal usahanya sendiri, mendapatkan gas atau tidak adalah resiko usaha investor.

Sebelum membahas lebih dalam mengenai model PSC dengan FTP 20% berikut akan dijelaskan poin-poin penting tentang model kontrak tersebut. Kontrak bagi hasil (PSC) pertama kali diperkenalkan oleh pemerintah Indonesia pada bulan Agustus 1966 pada saat pemberian kontrak antara IIAPCO dengan Permina (sekarang Pertamina). Kontrak bagi hasil minyak yang diterapkan pemerintah saat ini sebagian besar adalah 85% untuk Pemerintah dan 15% untuk Kontraktor, sedangkan untuk gas adalah 70% untuk Pemerintah dan 30% untuk Kontraktor.

Model Fiskal yang digunakan untuk menghitung keekonomian pengembangan GMB menggunakan data profi l biaya investasi, biaya operasi dan profi l produksi seperti ditunjukkan pada Gambar 6.1; 6.2; dan 6.3. Penghitungan keekonomian pengembangan GMB dilakukan dengan model skenario sebagai berikut:

1. Total biaya investasi adalah 248,2 juta US$, dengan pengeluaran terbesar adalah pemboran untuk 370 sumur mencapai 155,7 juta US$. Pemboran tersebut dilakukan bertahap selama 23 tahun, dan pemboran terbanyak dilakukan pada kurun waktu tahun ke-2 sampai dengan tahun ke-6 dengan rata-rata pemboran 36 sumur per tahun. Biaya fasilitas untuk memproduksi gas dengan puncak produksi pada 80 mmscfd adalah 92,4 juta US$.

2. Biaya operasi terdiri dari pemeliharaan sumur yang ada, biaya produksi, unit pemrosesan, penanganan air, dan kompresi/transportasi gas. Total biaya O&M sesuai kebutuhan operasional di atas adalah 465,0 juta US$.


0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

0

5

10

15

20

25

30

35

40

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

CAPEX(M

US$)

WellN

umbe

r

Years

Facility Cost (MUS$)

Drilling Cost (MUS$)

Well Number

Gambar 6.1Profi l Biaya Investasi

3. Pada skenario produksi ini awal puncak produksi yaitu pada tahun ke-15 didapatkan dengan jumlah sumur sudah mencapai 232. Selanjutnya, pemboran setelah tahun ke-15 dilakukan un-tuk mempertahankan peak plateau produksi. Jumlah kumulatif produksi yang dihasilkan adalah 616 bcf, dan angka ini pula yang menjadi basis produksi untuk keseluruhan model keekonomian yang akan disimulasikan.

Hasil evaluasi keekonomian GMB menunjukkan bahwa dengan asumsi harga gas adalah 5 US$/mmbtu, terlihat pada kontrak PSC FTP 10% non-shareable menghasilkan IRR pada rentang 37 - 39% untuk setiap perubahan nilai DMO fee. Hasil perhitungan meng-gunakan model PSC ini disajikan pada Tabel 6.1.

Analisis perubahan tingkat diskonto, sensitivitas terhadap IRR dan sensitivitas terhadap NPV dilakukan pada pengembangan GMB dengan skema fi skal PSC baru yaitu 10% FTP non shareable dan DMO fee 25%.


0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Cumm.O

PEX(M

US$)

Ann

ualO

perating

Expe

nditure

Years

Annual OPEX (MUS$)

Cumm. OPEX (MUS$)

Gambar 6.2Profi l Biaya O&M

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Prod

.Cum

mulative(M

MSCF)

Ann

ualProd.

(MMSCF)

Years

Production, MMSCF Prod. Cummulative, MMSCF

Gambar 6.3Profi l Produksi GMB


PARAMETERS UNIT Fiskal Kontrak CBM Fiskal Kontrak CBM Fiskal Kontrak CBMPSC (Old) PSC (New) GPSC

FTP %Net Split % 55 : 45 55 : 45 55 : 45 55 : 45 30 : 70 10 : 90DMO % 25% 25% 25% 25% 25% 25%DMO Fee % 25% 100% 25% 100% 100% 100%Tax % 44% 44% 44% 44% 44% 44%Cummulative Prod. MMSCF 612,000 612,000 612,000 612,000 612,000 612,000Gas Price US$/MCF 5 5 5 5 5 5Gross Revenue US$M 3,060,000 3,060,000 3,060,000 3,060,000 3,060,000 3,060,000ExpenditurePre ops. US$M 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000 10,000Capex Tangible US$M 131,338 131,338 131,338 131,338 131,338 131,338Capex Intangible US$M 116,813 116,813 116,813 116,813 116,813 116,813O&M US$M 465,000 465,000 465,000 465,000 465,000 465,000

Project's IRR % 59% 59% 59% 59% 59% 59%Rec. of Op. Cost % 24% 24% 24% 24% 24% 24%Contractor EntitlementContractor's IRR % 39% 42% 37% 39% 22% 33%Contractor's NPV US$M 851,750 1,046,083 739,236 908,383 476,370 819,090Contractor's NPV (@10%) US$M 127,055 156,818 107,819 133,511 48,232 106,319Cont. NCF to GR % 28% 34% 24% 30% 16% 27%

GOI EntitlementGovernment's PV US$M 1,485,100 1,290,768 1,597,614 1,428,468 1,860,480 1,517,760GOI PV (@10%) US$M 236,506 206,743 255,742 230,049 315,328 257,241GOI Take to GR % 49% 42% 52% 47% 61% 50%

20% Share 10% Non Share 0%

Tabel 6.1Hasil Simulasi pada Beberapa Model Fiskal

Pada tingkat diskonto yang digunakan yaitu 10%, skenario ini memberikan NPV untuk kontraktor yaitu 107,8 MM$, sedangkan PV untuk GOI adalah 255,7 MM$. Jika tingkat diskonto yang dipakai oleh kontraktor sudah mengakomodasi nilai resiko sebesar 5%, sehingga MARR kontraktor ditetapkan 15%, maka NPV kontraktor yang diperoleh masih pada 46,4 MM$ dan PV bagi pemerintah adalah 120,7 MM$ (Gambar 6.4 dan 6.5).

Analisis sensitivitas terhadap NPV kontraktor dan IRR kontraktor dilakukan berdasarkan perubahan 4 parameter, yaitu jumlah produksi, harga dasar pada 5,0 US$/mmbtu, biaya kapital dan biaya operasi. Analisis sensitivitas telah dilakukan dengan varian 30%.

Setiap perubahan 10% parameter volume atau harga dari nilai dasar menyebabkan pergeseran kontraktor IRR sebesar 2,5%. Sedangkan setiap perubahan 10% biaya kapital atau biaya operasi, memberikan pergeseran kontraktor IRR masing-masing 0,8% atau 0.4%.


Gambar 6.4Profi l NPV terhadap Tingkat Diskonto

Gambar 6.5Sensitivitas IRR


Perubahan jumlah produksi dan harga lebih sensitif terhadap kontraktor NPV, kemudian disusul biaya kapital dan biaya operasi. Setiap perubahan 10% parameter volume atau harga dari nilai dasar menyebabkan pergeseran NPV kontraktor sebesar 17,2 juta US$. Sedangkan setiap perubahan 10% biaya kapital atau biaya operasi, memberikan pergeseran NPV kontraktor 2,3 – 2,8 juta US$ (Gambar 6.6).

Model telah diuji dengan menggunakan asumsi biaya-biaya pengembangan GMB di Indonesia dengan skenario produksi yang OPTIMIS. Dari beberapa hasil simulasi di atas, kondisi terbaik fi scal term untuk pengembangan GMB adalah dengan bagi hasil antara pemerintah dan kontraktor, yaitu 55 : 45 dengan tetap mencantumkan faktor FTP 10% non shareable. Pada kondisi tersebut keekonomian pengembangan GMB dapat tercapai oleh kontraktor dengan tingkat yang wajar dan memberikan pendapatan pemerintah yang optimum. Untuk mengetahui kondisi tersebut dilakukan penggambaran sensitivitas jika share divariasikan pada rentang 30 – 45% dengan interval 5%.

Gambar 6.6Sensitivitas NPV


Hasil evaluasi keekonomian GMB menunjukkan bahwa dengan asumsi harga gas adalah 5 US$/mmbtu, terlihat pada kontrak PSC FTP 10% non shareable menghasilkan IRR pada rentang 32 – 39% untuk setiap perubahan nilai share.

Sensitivitas terhadap IRR dan sensitivitas terhadap NPV dilakukan pada pengembangan Gas Metana Batu bara dengan skema fi skal PSC baru, yaitu 10% FTP non shareable dan DMO fee 100% pada variasi harga gas.

Hasil simulasi model fi skal di atas menunjukkan pengaruh harga jual gas terhadap perubahan IRR kontraktor pada variasi split yang digunakan. Analisis menggunakan harga moderat 5 US$/mmbtu, menunjukkan bahwa IRR yang diperoleh kontraktor berada di atas 35% pada bagi hasil kontraktor di atas 40%. Kondisi IRR tersebut dapat dianggap wajar mengingat risiko pengusahaan GMB belum dapat terkuantifi kasi secara detil. Dengan bagi hasil untuk kontraktor berada pada rentang 40 – 45%, pendapatan pemerintah masih terjaga dengan rasio GOI take terhadap GR, yaitu 45 – 50%.

GOI Take terhadap GR untuk kondisi base berada pada rentang 38 – 50%. Hal ini menunjukkan dari sisi penawaran pengembangan proyek GMB berada pada posisi yang adil bagi kontraktor dengan ditunjukkan nilai maksimal GOI Take/GR ≤ 50% yang berarti sisanya adalah porsi cost recovery dan pendapatan kontraktor.

6.2. Pemanfatan GMB

Dalam pemanfaatan lapangan GMB di sisi hilir sampai ke konsumen dilakukan analisis beberapa moda transportasi GMB ke konsumen ditinjau dari tingkat keekonomiannya sehingga didapatkan opsi yang dapat memberikan return yang baik bagi badan usaha. Beberapa moda transportasi yang akan ditinjau antara lain mini LNG plant, CNG mother dan CNG daughter, dan jaringan perpipaan. Pemilihan moda transportasi sangat dipengaruhi oleh jumlah cadangan, proyeksi produksi gas serta kontur wilayah geografi lapangan GMB itu sendiri. Perhitungan dilakukan dengan menggunakan data GMB lapangan Rambutan.


1. Mini LNG Plant

Opsi pertama perhitungan keekonomian hilir GMB dengan menggunakan moda transportasi LNG. Untuk dapat melakukan perhitungan keekonomian, maka terlebih dahulu dikembangkan/dibuat suatu model Cash Flow yang akan menghasilkan indikator keekonomian. Model keekonomian ini memuat serangkaian perhitungan dengan data investasi (Capex) dan biaya-biaya operasi (Opex) menjadi input yang akan menghasilkan parameter indikator ekonomi.

Biaya Investasi

Mini LNG Plant direncanakan dibangun dengan kapasitas 18 mmscfd, dengan investasi sebesar 73,736,527 US$ dan komponen biaya in-vestasinya sebagai berikut:

• Biaya Langsung: 1. Biaya Total Bare Modul

2. Biaya pembelian lahan 3. Biaya fasilitas pelayanan/servis 4. Biaya pengembangan lahan

• Biaya Tidak Langsung: 1. Biaya tak terduga 2. Biaya kontraktor 3. Biaya engineering, supervisi dan start-up.

Sedangkan untuk transportasi Mini LNG plant menggunakan truk yang digunakan untuk menyimpan, mengirim dan mengeluarkan LNG ke konsumen.

Biaya Operasional

Biaya Operasional terdiri dari biaya bahan langsung dan utilitas, biaya tenaga kerja dan peralatan perkantoran, asuransi, serta beban pemasaran dan administrasi, yang terbagi menjadi:

• Fixed Cost:

Biaya bahan langsung (adsorbent, biaya operasi gas turbine)


• Variable Cost:

1. Biaya asuransi 2. Biaya beban pemasaran dan administrasi 3. Biaya tenaga kerja dan operasional kantor

Besarnya biaya operasional pada perhitungan ini adalah sebesar 1.084.495,37 US$ untuk Fixed Cost dan 2.610.182,03 US$ untuk Variable Cost.

Analisis Keekonomian LNG

Mini LNG Plant direncanakan dibangun dengan kapasitas 18 mmscf dengan investasi sebesar 73.736.527 US$ dan masa operasi pabrik selama 17 tahun. Dalam perhitungan ini harga dasar diperoleh dari perhitungan keekonomian hulu sebesar 3,89 US$/mmbtu.

Data dan asumsi yang digunakan dalam perhitungan keekonomian LNG adalah sebagai berikut:

• Life time: 17 tahun

Lamanya waktu dalam perhitungan keekonomian LNG didasarkan pada hasil simulasi laju produksi GMB.

• Pajak: 30%Besarnya nilai pajak ini adalah tarif pajak tertinggi yang diatur pada UU Pajak Penghasilan Pasal 17 Ayat 1(b), 2(a), 3 dan 7, dengan tarif Pajak Penghasilan bagi Wajib Pajak Badan Usaha Dalam Negeri dan Perusahaan Asing yang mengacu perundangan di Indonesia dalam bentuk usahanya dikenakan tarif pajak, yaitu tarif tunggal (28%) dan akan ada ketentuan baru tahun 2010, yaitu 25%. Nilai tarif tersebut masih dapat berubah lagi dengan tarif pajak tersendiri atas penghasilan tertentu selama tidak melebihi tarif pajak tertinggi, yaitu 30%.

• Depresiasi: Straight LineDepresiasi adalah penurunan nilai aset seiring dengan berjalannya waktu. Salah satu metode perhitungan depresiasi adalah metode straight line (metode penyusutan garis lurus). Dalam metode garis lurus ini, lebih melihat aspek waktu daripada aspek kegunaan. Metode ini paling banyak diterapkan oleh perusahaan-perusahaan


karena paling mudah diaplikasikan dan lebih mudah dalam menentukan besarnya penyusutan, dengan beban penyusutan untuk tiap tahun nilainya sama besar dan tidak dipengaruhi dengan hasil atau output yang diproduksi.

• Target IRR: 20%Internal Rate of Return (IRR) adalah suatu tingkat bunga yang bila dipakai mengkonversikan semua penghasilan dan pengeluaran dan kemudian menjumlahkannya, maka akan diperoleh nilai NOL. Jadi suatu proyek dianggap layak apabila IRR lebih besar daripada cost of capital (bunga bank) ditambah faktor risiko yang mencerminkan tingkat risiko dari proyek tersebut serta ditambah tingkat keuntungan yang diharapkan oleh suatu badan usaha. Untuk memenuhi kepentingan stakeholders atau badan usaha, maka model keekonomian dimodifi kasi Target IRR sebesar 20%. Dari hasil perhitungan keekonomian diperoleh indikator ekonomi untuk proses dan transportasi LNG sampai ke konsumen sebagai berikut:

LNG Processing Fee 7.68 US$/mmbtu Transportation Fee 0.50 US$/mmbtu

POT (PBP) 6.9 years POT (PBP) 7.0 years

IRR 20.00% IRR 20.01%

NPV US$ 64,300,095 NPV US$ 5,841,614

PI (BCR) 1.94 PI (BCR) 2.09

Gas Sold Prices (LNG) 11.57 $/mmbtu Gas Sold Prices 12.07 US$/mmbtu

Tabel 6.2 Indikator Keekonomian Proses dan Transportasi LNG

Dari tabel di atas diketahui dengan harga hulu awal sebesar 3,89 US$/mmbtu (dan mengalami eskalasi 3% per tahun) diperoleh harga LNG sampai ke konsumen sebesar 12,07 US$/mmbtu, dengan proyeksi cash fl ow terlihat pada Tabel 6.2 dan Tabel 6.3

2. CNG Plant

Opsi kedua dari pemanfaatan GMB yang berlokasi di lapangan Rambutan, Palembang, Sumatera Selatan adalah dengan


menggunakan moda transportasi CNG. Skenario dari moda transportasi ini adalah mengalirkan GMB dari stasiun pengumpul utama ke industri-industri yang berada di Palembang dan sekitarnya (sebagai contoh adalah PT. Pusri) melalui moda transportasi CNG Terresterial menggunakan trailer CNG.

CNG adalah gas bumi yang dimanfaatkan pada tekanan tinggi sehingga volumenya menjadi sekitar 1/300 dari volume gas bumi pada keadaan standar (LNG = 1/600). Tujuan pemampatan gas bumi itu adalah agar diperoleh lebih banyak gas yang dapat ditransportasikan per satuan volume vessel. Tekanan pemampatan CNG dapat mencapai 250 bar dan temperatur -30oC, tergantung pada komposisi dan teknologi pengangkutannya. Komposisi gas bumi yang akan dikirim ke konsumen berupa CNG harus sudah memenuhi spesifi kasi gas komersial seperti batasan maksimum kandungan air, CO2 dan hidrokarbon berat. Selain itu, penyimpanan gas pada tekanan yang sangat tinggi mensyaratkan batasan yang ketat terhadap kandungan air dan hidrokarbon berat untuk mencegah terjadinya kondensasi dan pembentukan hidrat.

Kapasitas terpasang untuk CNG plant ini adalah sebesar 18 mmscfd. Angka tersebut diasumsikan dapat mengakomodir laju produksi GMB dari lapangan Rambutan, termasuk di dalamnya terdapat swing production rate hingga 130%. Produksi gas CNG adalah sebesar 95% dari total produksi GMB dengan asumsi konsumsi penggunaan bahan bakar proses maksimal adalah sebesar 5%.

Setelah harga beli GMB dari hulu diketahui dari hasil simulasi model keekonomian hulu, maka langkah selanjutnya adalah membuat model keekonomian hilir, yaitu dengan menggunakan opsi kedua pembangunan CNG Plant. Sama halnya dengan perhitungan keekonomian LNG, harga gas hulu untuk CNG Plant ini juga dieskalasi sebesar 3% per tahun hingga akhir masa proyek. Asumsi-asumsi yang digunakan dalam pengembangan model hilir tersebut adalah seperti yang tertera pada Tabel 6.3.

Dari hulu, GMB kemudian akan mengalami proses sweetening dan akan dimampatkan hingga tekanan mencapai 200 bar. CNG tersebut kemudian akan ditransportasikan ke konsumen pertama terdekat, yakni industri yang berlokasi di sekitar Palembang.


ASSUMPTION

Harga Beli Gas (dari hulu) 3.89 USD/mmbtu (eskalasi 3%/tahun)

Construction Time 1 year

Plant Lifetime (18 MMSCFD) 17 years

Equity 30%

Tax 30%

Depreciation Methode Straight Line

Loan Period 6 years

Tabel 6.3 Asumsi Perhitungan CNG Plant

• Proses

Nilai Capex atau biaya investasi pembangunan proses CNG Plant adalah sebesar 8,10 MMUS$. Biaya Capex CNG untuk proses tersebut meliputi investasi komponen total, metering, tanah dan biaya contingency (biaya tak terduga) sebesar 5%. Biaya operasionalnya (Opex) adalah sebesar 1,47 MMUS$, mencakup biaya operasional, pekerja dan perawatan (O&M).

Simulasi model keekonomian bagian proses CNG menghasilkan processing fee sebesar 1,81 US$/mmbtu, dengan demikian harga jual gas CNG (keluar dari proses) adalah sebesar 5,70 US$/mmbtu. Berikut disajikan besaran indikator keekonomian dan harga CNG saat keluar dari proses (Tabel 6.4).

• Transportasi

Nilai Capex atau biaya investasi transportasi CNG melalui jalur darat (trailer) adalah sebesar 10,20 MMUS$. Biaya investasi transportasi ini merupakan biaya pembelian trailer-trailer CNG dengan kapasi-tas 18 mmscfd sehingga besarnya sangat dipengaruhi oleh harga beli trailer tersebut. Trailer yang digunakan berkapasitas 133 mscf, sehingga diperlukan kurang lebih 68 trailer dengan asumsi RTD yang digunakan adalah 12 jam. Biaya operasional (Opex) dari trans-portasi CNG menggunakan trailer adalah sebesar 0,51 MMUS$, meliputi biaya operasional dan perawatan (O&M) trailer.


ECONOMIC INDICATORS

Transport Fee 0.75 US$/mmbtu

POT (PBP) 7.0 years

IRR 20.02 %

NPV US$ 10,345,017

PI (BCR) 2.09

Gas Sold Prices 6.45 US$/mmbtu

Tabel 6.5Indikator Keekonomian Transportasi CNG

ECONOMIC INDICATORS

Processing Fee 1.81 US$/mmbtu

POT (PBP) 6.0 years

IRR 20.02%

NPV US$ 4,827,038

PI (BCR) 1.64


Tabel 6.4Indikator Keekonomian Proses CNG Plant

Simulasi model keekonomian bagian transportasi CNG menghasilkan transport fee sebesar 0,75 US$/mmbtu, sehingga harga jual CNG hingga ke industri terdekat adalah sebesar 6,45 US$/mmbtu. Berikut merupakan indikator keekonomian transportasi CNG (Tabel 6.5).

Dari hasil simulasi model keekonomian hilir CNG dapat dikatakan bahwa opsi moda transportasi GMB dengan menggunakan transportasi CNG layak dari segi keekonomian sehingga dimungkinkan untuk dikembangkan. Hal ini dapat dilihat dari


nilai IRRnya yang mencukupi (20%) dan menghasilkan nilai PI (Profi tability Index) yang tinggi (di atas 1,5). Nilai PI ini merupakan nilai rasio NPV dengan investasi awal. Nilai PI dianggap layak dari segi keekonomian bila bernilai di atas 1. Berikut disajikan proyeksi cash fl ow pada model keekonomian hilir CNG.

3. Jaringan Perpipaan

Transportasi gas bumi dengan menggunakan pipa adalah opsi ketiga yang paling umum dan paling banyak digunakan. Hal ini dikarenakan fl eksibilitas yang tinggi dari segi kapasitas dan jarak dan juga biaya investasinya. Biaya pembangunan pipa untuk daerah offshore lebih mahal dibandingkan dengan biaya pembangunan pipa untuk daerah onshore, sehingga untuk daerah onshore dengan jarak yang cukup jauh, moda transportasi dengan menggunakan LNG lebih cenderung dipilih. Gambar 6.7 berikut memperlihatkan biaya transportasi gas bumi dengan menggunakan pipa dan tanker LNG.

Dari gambar tersebut terlihat bahwa biaya transportasi gas bumi dengan pipa onshore akan lebih murah dibandingkan dengan tanker LNG jika jarak dari sumber gas ke konsumen kurang dari 2.200 km,

Gambar 6.7 Biaya Transportasi Gas Bumi dengan Menggunakan

Pipa dan Tanker LNG


sedangkan biaya transportasi gas bumi dengan pipa offshore akan lebih murah dibandingkan dengan tanker LNG jika jarak dari sumber gas ke konsumen kurang dari 700 km.

Opsi ketiga dari pemanfaatan GMB adalah dengan langsung mendistribusikannya melalui jaringan perpipaan (pipeline). Skenario ini ditambahkan mengingat bahwa pada lokasi GMB terdapat ruas jaringan transmisi gas bumi milik PT. Pertamina Gas (PT. Pertagas). Sama halnya dengan CNG, pada model keekonomian hilir jaringan perpipaan telah ditentukan asumsi-asumsi perhitungan Tabel 6.6.

Setelah harga gas hulu dari GMB diketahui, maka akan dihitung nilai akhir harga jual gas pipa hingga industri terdekat. Khusus untuk moda transportasi ini hanya akan digunakan 1 jenis aliran kas saja, yaitu untuk menghitung processing fee. Sedangkan untuk perhitungan transport fee akan ditentukan langsung berdasarkan tarif (toll fee).

• Proses

Nilai Capex atau biaya investasi untuk gas pipa (pipeline) adalah sebesar 6,32 MMUS$. Biaya operasionalnya (Opex) adalah sebesar 0,15 MMUS$, mencakup biaya operasional pekerja dan perawatan (O&M).

g g

ASSUMPTION

Harga Beli Gas (dari hulu) 3.89 US$/mmbtu

Construction Time 1 year

Plant Lifetime (18 MMSCFD) 17 years

Equity 30%

Tax 30%

Depreciation Methode Straight Line

Loan Period 5 years

Tabel 6.6 Asumsi Perhitungan untuk Jaringan Perpipaan


Simulasi model keekonomian untuk proses gas pipa menghasilkan processing fee sebesar 1,35 US$/mmbtu, dengan demikian harga jual gas pipa (keluar dari proses) adalah sebesar 5,24 US$/mmbtu. Pada Tabel 6.7 terlihat indikator keekonomian dari proses gas pipa.

ECONOMIC INDICATORS

Processing Fee 1.35 US$/mmbtu

POT (PBP) 5.3 years

IRR 20.01%

NPV US$ 1,172,271

PI (BCR) 1.20


Tabel 6.7 Indikator Keekonomian Proses Gas Pipa

• Transportasi

Khusus untuk gas pipa, karena telah adanya ruas jaringan transmisi gas milik PT. Pertagas, maka biaya transportasi pipa dihitung berdasarkan Keputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor: 167/Tarif/BPH Migas/Kom/II/2009 tentang Penetapan Tarif Pengangkutan Gas Bumi Melalui Pipa Pada 32 (Tiga Puluh Dua) Ruas Transmisi Kepada PT. Pertagas. Asumsi yang digunakan adalah gas pipa ini akan langsung dialirkan ke PT. Pusri Palembang, sehingga biaya toll fee dari lapangan Rambutan hingga PT. Pusri adalah sebesar 0,72 US$/mmbtu untuk pipa transmisi total sepanjang ± 159,11 km. Dengan demikian harga jual gas pipa hingga ke PT. Pusri adalah sebesar (5.24 + 0.72) US$/mmbtu = 5.96 US$/mmbtu.

6.3. Perbandingan Harga GMB

Dari hasil perhitungan keekonomian ketiga opsi moda transportasi pemanfaatan GMB, dapat dilihat pada Tabel 6.8 yang berisikan biaya Capex, Opex serta harga akhir jual gas.


Process Transportation Process Transportation Process Transportation

Capex (MMUS$) 73.73 5.77 8.09 6.3 *)

Opex (US$/year) 30,936,162(total)

288,470 1,467,946 510,000 158,070 *)

Fee (US$/mmbtu)7.68 0.50 1.81 0.75 1.35

0.72 (sepanjang ±159.11 km)

Harga Jual Gas EndUser (US$/mmbtu)

11.57 12.07 5.70 6.45 5.24 5.96

Keterangan: *) Toll Fee untuk Pipeline dihitung dari biaya tie in ke jaringan transmisi PT Pertamina Gas sesuaikeputusan Kepala Badan Pengatur Hilir Minyak dan Gas Bumi Nomor: 167/Tarif/BPHMigas/Kom/II/2009

Tabel 6.8Harga Jual Gas Tingkat Konsumen Akhir untuk Masing-masing

Opsi Moda Transportasi Gas

Dari Tabel tersebut terlihat jelas bahwa harga gas keluaran dari pipa memiliki tingkat harga yang paling rendah dibandingkan dengan LNG dan CNG. Hal ini disebabkan bahwa untuk transportasi gas keluaran pipa dihubungkan ke dalam jaringan pipa transmisi gas milik PT. Pertagas yang sudah ada, sehingga tidak diperlukan investasi pembangunan pipa yang baru. Dari ketiga opsi moda transportasi di atas, biaya proses LNG merupakan biaya yang paling mahal dibandingkan dengan biaya-biaya lainnya karena mengingat peralatan-peralatan utama dalam proses LNG lebih kompleks dibandingkan dengan proses pada CNG maupun pipa.

• Analisis Sensitivitas

Analisis Sensitivitas digunakan untuk mengetahui seberapa besar pengaruh perubahan parameter ekonomi yang telah ditentukan terhadap nilai salah satu indikator ekonomi (misalnya nilai IRR atau NPV). Biasanya parameter ekonomi yang ingin diketahui kesensitivannya adalah biaya investasi (Capex), operasional (Opex), dan volume produksi. Di bawah ini akan disajikan grafi k sensitivitas dari ketiga parameter ekonomi tersebut untuk masing-masing opsi moda transportasi (hilir GMB).


1. LNG

Penentuan harga akhir LNG (hingga industri) diperoleh dari perhitungan dua macam model keekonomian hilir, yaitu proses dan transportasinya. Maka dari itu, analisis sensitivitas dilakukan terhadap kedua macam aliran kas tersebut. Gambar 6.8 dan 6.9 di bawah berturut-turut menyajikan diagram sensitivitas untuk proses dan transportasi LNG.

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%

22.00%

24.00%

26.00%

80 85 90 95 100 105 110 115 120

IRR

Percent Case

LNG TRANSPORTSENSITIVITY DIAGRAM

CAPEX OPEX VOLUME

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%

22.00%

24.00%

26.00%

28.00%

80 85 90 95 100 105 110 115 120

IRR

PercentCase

LNG PROCESS SENSITIVITY DIAGRAM

CAPEX OPEX VOLUME

Gambar 6.8Diargram Sensitivitas untuk Proses LNG

Gambar 6.9 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi LNG


Kedua diagram di atas masing-masing menggambarkan pengaruh perubahan biaya Capex, Opex, dan volume produksi gas terhadap nilai IRR pada proses dan transportasi LNG.

Base case dari Gambar 6.8 di atas adalah pada saat nilai Capex (proses) sebesar 73,73 MMUS$; Opex (proses) total masa proyek sebesar 30.936.162 US$ dengan volume produksi LNG total (17 tahun masa proyek) sebesar 207,08 mmscfd sehingga dihasilkan nilai IRR 16%.

Dari diagram di atas terlihat bahwa parameter yang paling sensitif terhadap perubahan nilai IRR pada proses LNG adalah angka volume produksi GMB. Setiap perubahan angka volume produksi sebesar 5% akan menghasilkan perubahan nilai IRR rata-rata ± 2,25%.

Base case dari Gambar 6.9 di atas adalah pada saat nilai Capex (transportasi) sebesar 5,77 MMUS$; Opex (transportasi) sebesar 288,470 MMUS$ per tahunnya dengan volume produksi LNG total yang sama sebesar 207,08 mmscfd sehingga dihasilkan nilai IRR 16%. Dari diagram di atas terlihat bahwa angka Capex dan volume produksi gas mempunyai tingkat kesensitivan yang sama terhadap perubahan nilai IRR pada transportasi LNG. Setiap perubahan 5% angka Capex dan volume produksi LNG akan menghasilkan perubahan nilai IRR rata-rata ± sebesar 1,05%.

2. CNG

Sama dengan perhitungan sebelumnya, penentuan harga akhir CNG (hingga industri) diperoleh dari perhitungan 2 macam model keekonomian hilir, yaitu proses dan transportasinya. Berikut disajikan Gambar 6.10 dan 6.11 yang menunjukkan pola kecenderungan sensitivitas dari parameter ekonomi untuk proses dan transportasi CNG.

Kedua diagram di atas masing-masing menggambarkan pengaruh perubahan biaya Capex, Opex, dan volume produksi gas terhadap nilai IRR pada proses dan transportasi LNG.

Base case dari Gambar 6.10 di atas adalah pada saat nilai Capex (proses) sebesar 8,09 MMUS$; Opex (proses) sebesar US$ 1.467.946 US$ per tahunnya dan volume produksi CNG total (selama 17 tahun


8.00%

11.00%

14.00%

17.00%

20.00%

23.00%

26.00%

29.00%

80 85 90 95 100 105 110 115 120

IRR

Percent Case

CNGProcess Sensitivity Diagram

CAPEX OPEX VOLUME

Gambar 6.10 Diargram Sensitivitas untuk Proses CNG

15.00%

17.00%

19.00%

21.00%

23.00%

25.00%

80 85 90 95 100 105 110 115 120

IRR

Percent Case

CNGTransport Sensitivity Diagram

CAPEX OPEX VOLUME

Gambar 6.11 Diagram Sensitivitas untuk Transportasi CNG


proyek) sebesar 241,39 mmscfd sehingga dihasilkan nilai IRR 16%. Dari diagram di atas terlihat bahwa parameter yang paling sensitif terhadap perubahan nilai IRR pada proses CNG adalah angka volume produksi CNG. Setiap perubahan angka volume produksi sebesar 5% akan menghasilkan perubahan nilai IRR rata-rata ± 2,00%.

Begitu juga halnya dengan Gambar 6.11 yang menunjukkan bahwa parameter volume produksi gas CNG yang paling berpengaruh terhadap perubahan nilai IRR pada transportasi CNG. Setiap perubahan angka volume produksi sebesar 5% akan menghasilkan perubahan nilai IRR rata-rata ± 1,05%.

3. Jaringan Perpipaan (Pipeline)

Berbeda dari dua perhitungan sebelumnya, untuk penentuan harga akhir gas pipa (pipeline) dilakukan dengan satu jenis aliran kas saja, yakni pada perhitungan proses gas pipa, selebihnya kemudian ditambahkan dengan tarif (toll fee) milik PT. Pertagas. Dengan demikian pada moda transportasi jenis ini hanya menghasilkan satu diagram sensitivitas saja (Gambar 612).

10.00%

14.00%

18.00%

22.00%

26.00%

30.00%

85 90 95 100 105 110 115 120

IRR

Percent Case

Pipeline Process Sensitivity Diagram

CAPEX OPEX VOLUME

Gambar 6.12Diagram Sensitivitas untuk Proses Gas Pipa


Gambar tersebut menunjukkan besarnya pengaruh perubahan biaya Capex, Opex, dan volume produksi gas terhadap nilai IRR pada proses gas pipa (pipeline). Base casenya adalah pada saat nilai Capex (proses) sebesar 6,3 MMUS$; Opex (proses) sebesar 158.070 US$ dengan volume produksi gas pipa sebesar 241,9 mmscfd sehingga dihasilkan nilai IRR 16%.

Dari diagram di atas terlihat bahwa parameter yang paling sensitif terhadap perubahan nilai IRR pada proses gas pipa (pipeline) adalah angka volume produksi pipa yang berasal dari GMB, walaupun tingkat sensitivitasnya tidak jauh berbeda dengan angka Capex. Setiap perubahan angka volume produksi sebesar 5% akan menghasilkan perubahan nilai IRR rata-rata ± 2,25%. Asumsi pembentukan gas pipa sama dengan produksi CNG, yakni dapat menghasilkan gas sebesar 95% dari produksi GMB per tahunnya.


BAB 7 REGULASI PENGUSAHAAN GMB

Sampai saat ini pengembangan Gas Metana Batu bara (GMB) di Indonesia masih dalam tahap inisiasi. Kepastian hukum bagi pemerintah dalam mengatur pengusahaan GMB dapat menciptakan iklim yang kondusif bagi para investor yang akan menanamkan modalnya di Indonesia. Maka berdasarkan Peraturan Menteri ESDM Nomor 36 tahun 2008, Wilayah Kerja GMB adalah daerah tertentu yang diberikan kepada Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap di Wilayah Hukum Indonesia untuk melaksanakan pengusahaan GMB yang meliputi Wilayah Terbuka, Wilayah Kerja Migas, Wilayah Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara (PKP2B), dan atau di wilayah Kuasa Pertambangan (KP) batu bara. Peraturan Menteri ESDM tersebut adalah tentang Pelaksanaan Pengusahaan Gas Metana Batu bara yang berada di Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah Kerja Batu bara. 7.1. Peraturan Perundangan Terkait

Berikut Perundang-undangan yang terkait dengan Keputusan Menteri ESDM mengenai GMB di Indonesia:

(1) UU No. 22 Tahun 2001 Tentang Minyak dan Gas Bumi

UU No. 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi merupakan induk dari penyusunan perundang-undangan lapangan minyak dan gas bumi, sehingga semua peraturan perundangan di bawahnya mengacu pada perundangan induk tersebut.

Sehubungan dengan terbitnya Peraturan Menteri yang menyatakan bahwa GMB berada dalam lapangan minyak dan gas bumi, maka peraturan perundangan yang berkaitan dengan GMB akan mengacu pula pada UU Migas di atas. Hal-hal umum (lex generalist) mengenai kegiatan hulu maupun hilir kegiatan migas berlaku pula untuk kegiatan pengusahaan GMB, sedangkan hal-hal khusus tentang pengusahaan GMB (lex specialist) akan diatur dalam Rancangan Keputusan Menteri ESDM tentang Pedoman Pengusahaan Gas Metana Batu bara.


(2) Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004 sebagaimana telah beberapa kali diubah, terakhir dengan PP 55 Tahun 2009 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

Dalam Pasal 103 PP No. 35 Tahun 2004 telah diatur mengenai ketentuan pengusahaan Gas Metana Batu bara, yang menyebutkan bahwa pengusahaan Gas Metana Batu bara termasuk bentuk dan ketentuan-ketentuan Kontrak Kerja Samanya diatur lebih lanjut dengan Keputusan Menteri.

Rancangan Keputusan Menteri tentang Pedoman Pelaksanaan Pengusahaan Gas Metana Batu bara mengacu dan berpedoman pada PP No. 35 Tahun 2004 terutama pengaturan tentang Wilayah Kerja dan pelaksanaan Kontrak Kerja Sama, dengan asumsi bahwa pengusahaan Gas Metana Batu bara masih termasuk dalam bagian kegiatan minyak dan gas bumi, sehingga ketentuan mengenai eksplorasi maupun eksploitasinya tetap berpedoman pada PP No. 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi.

(3) Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi Nomor 1669/30/MPE/1998 tentang Pelaksanaan Pengembangan Coalbed Methane (CBM/GMB)

Embrio peraturan pengusahaan GMB dan ketentuan mengenai domain kegiatan GMB yang termasuk dalam kegiatan minyak dan gas bumi pertama kali diatur dalam Keputusan Menteri Pertambangan dan Energi No. 1669/30/MPE/1998. Dalam Surat Keputusan Menteri tersebut pertama kali didefi nisikan tentang pengusahaan GMB. Dalam Pasal 1 disebutkan bahwa Coalbed Methane” adalah gas alam (hidrokarbon) yang terjadi secara alamiah dari hasil samping proses pembentukan batu bara (coalifi cation) yang terperangkap dan terserap (terabsorpsi) di dalam batu bara, dengan gas metana merupakan komponen utamanya.

(4) Keputusan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 1636 K/13/MEM/2002 tentang Pengelolaan Data Sektor Energi dan Sumber Daya Mineral


Konsideran Menimbang dalam Keputusan Menteri tersebut dinyatakan tentang pentingnya pengelolaan data di sektor energi dan sumber daya mineral. Data yang diperoleh dari kegiatan di sektor energi dan sumber daya mineral antara lain meliputi data minyak dan gas bumi, data geologi dan sumber daya mineral, dan data yang terkait dengan kegiatan sektor energi dan sumber daya mineral.

Sedangkan yang dimaksud data dalam sektor energi dan sumber daya mineral adalah semua fakta, petunjuk, indikasi dan informasi baik dalam bentuk tulisan (karakter), angka (digital), media magnetik, dokumen, percontoh batuan, fl uida, dan bentuk corak apapun yang didapat dari hasil kegiatan di sektor energi dan sumber daya mineral.

Dalam kegiatan pengusahaan GMB, data sangat dibutuhkan untuk mengetahui seberapa besar potensi GMB di suatu daerah, sehingga dapat diajukan permohonan wilayah kerjanya.

Data yang dimaksud dalam pengusahaan GMB dapat berasal dari data yang dimilki oleh sektor minyak dan gas bumi, maupun oleh penambangan batu bara. Data dapat diperoleh oleh suatu kegiatan pengusahaan pertambangan adalah milik negara dan dikuasai pemerintah, sehingga apabila pengusahaan GMB membutuhkan data yang berasal dari sektor lain, maka data tersebut dapat diperoleh dengan izin Menteri ESDM.

(5) Keputusan Menteri ESDM No. 1088 K/20/MEM/2003 tentang Pedoman Pelaksanaan Pembinaan, Pengawasan, Pengaturan dan Pengendalian Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi dan Kegiatan Usaha Hilir Minyak dan Gas Bumi.

Dalam Keputusan Menteri ESDM tersebut pada dasarnya hanya mempertegas pembagian tugas dan fungsi pembinaan dan pengawasan pemerintah di bidang minyak dan gas bumi.

Pengusahaan GMB termasuk dalam bidang pembinaan dan penetapan kebijakan usaha minyak dan gas bumi di bawah koordinasi Direktorat Jenderal Minyak dan Gas Bumi.


(6) Keputusan Menteri ESDM No. 1480 Tahun 2004 Tentang Tata Cara Penetapan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.

Penetapan Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi sangat relevan untuk menjadi acuan bagi penetapan Wilayah Kerja pengusahaan GMB yang merupakan domain kegiatan minyak dan gas bumi.

7.2. Pengusahaan GMB

Secara umum, pengusahaan GMB di Indonesia mengacu pada rejim Migas. Karenanya, UU No 22 Tahun 2001 dan PP No.35 Tahun 2004 masih menjadi acuan umum, terutama mengenai bentuk dan pola PSC, dengan masing-masing blok GMB harus dikelola oleh satu badan hukum usaha. Hal tata cara penawaran wilayah kerja pun mengacu pada Peraturan Menteri ESDM No.35 tahun 2008 tentang tata cara penawaran Wilayah Kerja Migas. Berikut regulasi yang khusus terkait dengan bisnis GMB di Indonesia:

1. Peraturan Menteri ESDM No. 5 Tahun 2012




5. Peraturan Menteri ESDM No. 28 Tahun 2006 Pada pertengahan tahun 2000, pemerintah Indonesia mengembangkan kerangka kerja legislatif bagi pembangunan GMB. Regulasi tersebut dapat berjalan dengan baik dan sebagian besar didasarkan pada peraturan minyak dan gas bumi yang ada. Peraturan Menteri ESDM Nomor 36 Tahun 2008 tentang Pengusahaan Bisnis GMB, saat ini menjadi peraturan utama bila hendak berurusan dengan GMB. Salah satu isu kunci dalam pengembangan GMB adalah adanya pengelolaan hak yang tumpang tindih antara kuasa pertambangan batu bara, minyak dan gas bumi, serta sumber daya GMB bila ada di daerah yang sama. Sebelum adanya Peraturan Menteri Nomor 36 Tahun 2008, penambang minyak dan gas bumi dan kontraktor batu bara diberikan hak yang sama (gabungan)


untuk mengajukan PSC GMB bila wilayah kerjanya tumpang tindih; tetapi saat ini prioritas diberikan kepada kontraktor minyak dan gas bumi di daerah tumpang tindih. Namun demikian, adanya ketetapan transisi di peraturan baru; yang berarti bisa saja terdapat aplikasi pre-existing, maka akan diperlakukan seperti peraturan mereka yang lama. Di daerah terbuka, tidak ada hak istimewa yang diberikan dan di daerah dengan hanya ada operasi minyak dan gas bumi atau pertambangan batu bara saja, maka prioritas utama diberikan kepada kontraktor yang bertugas saat itu.

7.3. Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja GMB

Sedangkan mengenai kebijakan penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja GMB telah ditetapkan oleh Menteri ESDM berdasarkan pertimbangan teknis, ekonomi, tingkat risiko, efi siensi, dan berasaskan keterbukaan, keadilan, akuntabilitas, dan persaingan usaha yang wajar. Penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja GMB tersebut diselenggarakan oleh Direktur Jenderal Minyak dan Gas Bumi dengan memperhatikan pertimbangan dari Badan Pelaksana. Penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja GMB, wajib mengutamakan pemanfaatan data dan informasi yang berada pada Kementrian ESDM.

Peraturan Menteri ESDM No.36 Tahun 2008 merupakan revisi dari Peraturan Menteri No.33 Tahun 2006. Permen tersebut direvisi menyusul adanya berbagai persoalan terkait dengan tumpang tindih antara Wilayah Kerja (WK) Migas dengan Kuasa Pertambangan (KP) Batu bara. Perubahan signifi kan dari Permen ESDM No. 33 ke No. 36 adalah menyangkut persyaratan KP Batu bara yang mendapatkan prioritas pertama dalam pengusahaan GMB di wilayah kerja yang tumpang tindih.

Dalam Permen ESDM No.36 Tahun 2008 dinyatakan dengan tegas bahwa hanya KP Batu bara yang statusnya sudah eksploitasi selama 3 tahun yang mendapatkan prioritas pengusahaan GMB di wilayah tumpang tindih. Untuk KP yang statusnya masih penyelidikan umum atau pun eksplorasi, tidak mendapatkan kesempatan pertama dalam pengusahaan GMB tersebut.


Namun demikian, dalam pasal peralihan dinyatakan bahwa KP yang sudah mengajukan Evaluasi Bersama wilayah kerja GMB sebelum Permen 36 lahir, masih mendapat kesempatan pertama (meskipun statusnya belum eksploitasi). Hal ini membuat persoalan yang telah muncul sebelumnya menjadi tidak mudah untuk diselesaikan. WK Migas yang areanya tumpang tindih dengan WK GMB, masih harus mengakomodir KP-KP Batu bara tersebut. Persoalan bertambah runyam ketika melihat prosedur perijinan dan perpanjangan KP Batu bara, sebelum UU Minerba No.4 Tahun 2009 lahir, berada di tingkat Kabupaten/Kota. Perpanjangan ijin KP di tingkat Kabupaten/Kota tersebut dilakukan dengan sangat mudah seolah tanpa kontrol dari aparat pemerintah Daerah setempat. Untuk menghindari permasalahan tersebut, maka ditetapkan Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara (PKP2B) dan Kuasa Pertambangan Batu bara (KP Batu bara).


BAB 8PEMANFAATAN GMB UNTUK PEMBANGKIT

LISTRIK RUMAH TANGGA

Pengembangan GMB di Indonesia dilakukan atas kebijakan Pemerintah yang sudah dikeluarkan oleh Menteri ESDM sebagai terobosan atas menurunnya jumlah produksi minyak di Indonesia. Pilot Project GMB Rambutan merupakan pilot project GMB pertama di Indonesia yang bertujuan untuk meyakinkan kepada investor dan membuktikan bahwa GMB di Indonesia memiliki prospek untuk dikembangkan. Proyek penelitian ini dimulai sejak tahun 2004, dan sampai dengan tahun 2008 telah dilakukan pengeboran sebanyak 5 sumur percontoh. Pilot project GMB Rambutan merupakan Pilot GMB pertama yang menghasilkan gas metana batu bara pada tahun 2008 dan pemanfaatan gas metana terproduksi untuk listrik pada tahun 2011.

Optimalisasi yang dilakukan dalam pelaksanaan pilot proyek CBM Rambutan meliputi penentuan pola five spot dimaksudkan agar dewatering dapat berlangsung efektif. Dengan pola ini, sumur CBM 3 yang letaknya ditengah pertama kali produksi gas setelah dewatering dilakukan selama 4 bulan.Pompa PCP dinilai paling ekonomis dibanding dengan jenis pompa yang lain untuk digunakan dalam pelaksanaan dewatering.

Salah satu cara untuk mempercepat dan memperbesar produksi gas metana dari sumur GMB adalah dengan memperbesar permeabilitas dan memperlebar area kontak antara seam baru bara dengan lubang sumur. Salah satu metode yang telah diuji coba untuk tujuan tersebut adalah Radial jetting yang dilakukan pada seam 3, sumur CBM 4 pada daerah case hole dan seam 5 pada daerah open hole. Hasil yang diperoleh dapat meningkatkan produksi gas dari sumur tersebut dari 0.15 mscf/hari menjadi 10 mscf/hari.

Gas yang terproduksi sudah dapat dimanfaatkan untuk menghasilkan listrik dengan kapasitas generator 12 KVA di masing masing sumur yaitu sumur CBM 3 dan sumur CBM 4. Pemanfaatan pembangkit listrik ini didasari oleh keinginan untuk meningkatkan rasio elektrifi kasi di sekitar lapangan GMB Rambutan.


Seperti terlihat pada grafi k berikut, konsumsi listrik di Sumatera Selatan pada periode tahun 2003 - 2006 mengalami peningkatan yang cukup signifi kan, yaitu rata-rata sebesar 22,2% per tahun dengan dominasi sektor rumah tangga yang meningkat sebesar 19,1% per tahun (Gambar 8.1). Ke depannya kebutuhan listrik diproyeksikan akan semakin meningkat, hal ini akan berdampak terhadap energi yang dibangkitkan di wilayah Sumatera Selatan.

Gambar 8.1Perkembangan Konsumsi Listrik Sumatera Selatan

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2003 2004 2005 2006

GWH

Tahun

PERKEMBANGANKONSUMSI LISTRIK SUMATERASELATAN

Rumah Tangga

Industri

Bisnis

Sosial

Lainnya

Sumber : Statistik PLN 2003 - 2006

Lokasi sumber daya GMB di lapangan Rambutan berpotensi untuk dijadikan sumber tenaga listrik mikro. Jarak antara lapangan Rambutan dengan pemukiman terdekat yang berkisar ±16 km menjadi faktor pertimbangan terpenting, mengingat tidak tersedianya jaringan transmisi maupun distribusi listrik yang menghubungkannya. Pengembangan listrik dari lapangan GMB memiliki alur pola seperti terlihat pada Gambar 8.2.


8.1. Biaya Investasi Peralatan Pembangkitan Listrik berbasis GMB

Dalam perhitungan biaya investasi fasilitas produksi, biaya fl ow line diasumsikan diabaikan karena dianggap pembangkit listrik dilokasikan dekat dengan sumur sehingga untuk perhitungan ditujukan pada peralatan utama saja. Biaya peralatan tersebut diperoleh dari beberapa sumber, yaitu:

• Separator : 47.848 US$ • Scrubber : 74.400 US$ • Cooler : 62.698 US$ • Compressor : 312.500 US$ • Dehidrasi Unit : 1,1 juta. US$

Dengan demikian, total biaya peralatan untuk fasilitas lapangan produksi GMB adalah 1.597.446 US$

Gas Turbine: 2.217.600 US$

Dengan demikian biaya fasilitas produksi dan gas turbine secara keseluruhan adalah:

Capex ISBL (Main Process) = 1.597.446 + 2.217.600

= 3.815.046 US$

= Rp. 34.335.414.000

(1 US$ = Rp.9.000)

Gambar 8.2Alur Proses Pembangkitan Listrik dari Gas GMB


Untuk menghitung biaya fasilitas pembangkit, diketahui jarak dari lapangan Rambutan ke fasilitas jaringan transmisi terdekat dengan rumah penduduk di wilayah pemukiman Kecamatan Benakat sejauh ± 16 km. Biaya pemasangan jaringan transmisi di atas permukaan adalah sebesar Rp. 296.000.000,-/km, jadi besarnya investasi yang diperlukan apabila dibangun jaringan transmisi adalah sebesar = Rp. 296.000.000,-/km x 16 km = Rp. 4.736.000.000,00.

Pengadaan unit main process merupakan biaya yang paling signifi kan yang mencapai 51% untuk microturbine ditambahkan dengan 36% untuk gas pre-treatment unit terhadap total biaya Inside Battery Limits.

USD Rp.1 Engineering Design and Know-How 55,556 500,000,000

2 Main processSeparator Unit 47,848 430,632,000 Scrubber Unit 74,400 669,600,000 Cooler Unit 62,698 564,282,000 Compressor Unit (1000 - 1500 $/HP; 1250 $/HP) 312,500 2,812,500,000 Dehydration Plant Unit 1,100,000 9,900,000,000 Microturbine Unit (900 - 1000 $/kW; 925 $/kW) 2,217,600 19,958,400,000

3 Transmission (transmisi di atas permukaan Rp. 296.000.000,-/km) 526,222 4,736,000,000

TOTAL 4,396,824 39,571,414,000 C600 600kW Power Package High-pressure Natural Gas

BUDGET ESTIMATION FOR IBL MICROTURBINE (4 x 600 kW)

Tabel 8.1Estimasi Biaya ISBL untuk Pembangkit Microturbine

1%

36%

51%

12%Engineering Design and Know How

Pre treatment Unit

Microturbine Unit

Transmission

Gambar 8.3Persentase Biaya ISBL


Price Estimation

(USD)

Price Estimation(Rp.)

UtilitiesTotal 52,762 474,856,968

Waste Water Treatment Unit 35,175 316,571,312

Electrical, Instrument Control & PipingTotal 131,905 1,187,142,420

Civil, Stucture & ContructionPlant & BuildingOffice, Laboratory and Operating RoomTotal 65,952 593,571,210

Engineering Design 16,862 151,756,373

Project Management (2.5%) 13,432 120,890,670

Contingency 2.5% 7,145 64,303,548

TOTAL OBL Cost 323,233 2,909,092,500

ISBL 4,396,824 39,571,414,000 TOTAL (IBL + OBL) 4,720,056 42,480,506,500

Description Outside Battery Limit

BUDGET ESTIMATION FOR OBL MICROTURBINE (4 x 600 kW)

Tabel 8.2Estimasi Biaya OSBL untuk Pembangkit Microturbine

Sedangkan biaya-biaya fasilitas yang tercakup dalam komponen Outside Battery Limits yaitu utilities, waste water treatment plant, electrical, instrument & piping, civil, structure & construction, engineering design. Total biaya tersebut adalah 323,233 US$ atau Rp. 2,90 milyar. Tabel berikut menjelaskan secara detil biaya-biaya OSBL

8.2. Keekonomian Pembangkit Listrik berbasis GMB

Pada bagian hilir pengusahaan GMB yaitu akan dibangun fasilitas pembangkitan berbasis microturbine yang secara keseluruhan membutuhkan biaya yang sangat mahal untuk sebuah pembangkit skala kecil yaitu membutuhkan dana investasi sebesar Rp. 42,48 milyar. Biaya terbesar dari pengadaan fasilitas pembangkitan ini yaitu untuk microturbine sebesar Rp. 19,95 milyar setara dengan 47% total biaya. Kemudian disusul oleh pengadaan unit peralatan utama lainnya yang menyatu dalam sistem pre-treatment gas bumi mencakup separator, scrubber, cooler unit, compressor dan dehydration plant yang mengambil porsi biaya 34% atau Rp. 14,37 milyar. Sedangkan biaya penyaluran yaitu kabel transmisi


mengambil biaya Rp. 4,73 milyar atau 11% dari total biaya investasi. Dari informasi harga hulu GMB, biaya investasi pengembangan pembangkit listrik skala kecil GMB dan beberapa parameter keekonomian yang didasarkan dari sumber Rule of Thumb seperti asumsi biaya O&M, kurs, discount factor, equity to debt ratio. Maka keseluruhan informasi tersebut diolah untuk mendapatkan informasi harga listrik per kWh dan keekonomian pembangkitan tersebut dalam sebuah model spread sheet keekonomian berbasis macro excel.

Perhitungan keekonomian dengan harga beli gas hulu sebesar 4,7 US$ dan umur proyek yaitu 15 tahun memberikan hasil bahwa untuk mencapai keekonomian proyek dengan target IRR 15% maka harga listrik berada pada level Rp. 1.539 per kWh. Pada level harga tersebut, NPV yang diperoleh mencapai Rp. 2,65 milyar, masa pengembalian modal (POT) 6,15 tahun dan Profi tability Index (PI) 1,06.

ASSUMPTION

OPERATING HOURS PER DAY 24 hoursOPERATING DAYS PER YEARS 365 daysCAPACITYOperating Capacity 2,127 kWFINANCING :Debt Equity Ratio 70% 30.00%Interest - Investment 12.00% per year - Working Capital 12.00% per yearRe Payment - Investment 5 years - Working Capital 3 yearsDepreciation 15 Years (straight line)RAW MATERIAL Raw Gas 42,300 Rp/mmbtuOTHER COSTFixed O&M 952,540,450 Rp/TahunPRODUCT PRICEElectricity 1,540 Rp/kWh

RESULT :

IRR 15.00%NPV 2,657,925,657 RupiahPOT 6.15 YEARPI 1.06

Tabel 8.3Input Asumsi dan Hasil Simulasi Model Keekonomian


Analisis sensitifi tas dilakukan untuk melihat parameter Capex, Opex, harga gas GMB dan harga listrik terhadap indikator IRR. Harga jual listrik merupakan parameter yang paling signifi kan mempengaruhi IRR. Setiap perubahan 5% harga listrik mempengaruhi nilai IRR yang bergeser sebesar ± 2%. Sebagai contoh pada saat harga jual listrik Rp. 1.462 per kWh, IRR yang dihasilkan hanya 12,8% yang mendekati nilai discount rate yang digunakan yaitu 12%. Sedangkan jika harga naik 5% terhadap harga basis yaitu dari Rp. 1.539 per kWh manjadi Rp. 1.616 per kWh maka indikator IRR meningkat dari 15% menjadi 17,1%.

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

IRR

Sensitivitas

CAPEX OPEX HARGA LISTRIK HARGAGAS CBM

Gambar 8.4Analisis Sensitivitas terhadap Nilai IRR

Pada kondisi base case dengan harga jual listrik Rp. 1.539 per kWh memberikan nilai NPV sebesar Rp. 2,63 milyar. Harga jual listrik juga merupakan parameter yang paling signifi kan mempengaruhi NPV. Setiap perubahan 5% harga listrik mempengaruhi nilai NPV yang bergeser sebesar ± Rp. 5,8 milyar. Sebagai contoh pada saat harga jual listrik Rp. 1.462 per kWh, NPV yang dihasilkan hanya Rp. 3,19 milyar sudah memberikan nilai (-) NPV, artinya pada harga jual tersebut keekonomian proyek sudah tidak berjalan. Sedangkan


jika harga naik 5% terhadap harga basis yaitu dari Rp. 1.539 per kWh manjadi Rp. 1.616 per kWh maka indikator NPV meningkat menjadi Rp. 8,45 milyar.

40,000

30,000

20,000

10,000

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

30% 25% 20% 15% 10% 5% 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

NPV

(Juta,Rp)

Sensitivitas

CAPEX OPEX HARGA LISTRIK HARGAGAS CBM

Gambar 8.5Analisis Sensitivitas terhadap Nilai NPV

8.3. Perbandingan dan Evaluasi Harga Listrik berbasis GMB

Biaya pembangkitan listrik yang dihasilkan oleh sumber yang berbeda diukur berdasarkan biaya investasi awal, pengembalian investasi, serta biaya operasi yang terus menerus, bahan bakar, dan pemeliharaan.

Pada saat penentuan harga listrik, beberapa faktor biaya internal harus dipertimbangkan:

• Biaya modal (termasuk pembuangan limbah dan biaya decommisioning):

- cenderung rendah untuk pembangkit listrik berbahan bakar fosil termasuk GMB; tinggi untuk energi dari nuklir; sangat tinggi hydro power, PV dan solar cells.

• Biaya operasi dan pemeliharaan:


- cenderung tinggi untuk nuklir, batu bara, dan rendah untuk energi terbarukan, minyak dan gas termasuk GMB.

• Biaya Bahan Bakar: - tinggi untuk bahan bakar fosil, sangat rendah untuk nuklir dan

energi terbarukan.

Ditinjau dari teknologi yang dipakai untuk membangkitkan listrik dari GMB melalui micro turbine, yaitu masuk dalam kategori advanced combustional turbine. Sistem microturbine memiliki banyak keunggulan dibandingkan reciprocating generator mesin, yaitu menghasilkan power-to-weight ratio yang lebih tinggi, emisi rendah. Micro turbine dapat dioperasikan dengan bermacam bahan bakar komersial seperti bensin, gas bumi (GMB), propana, diesel, dan minyak tanah serta bahan bakar terbarukan seperti E85, biodiesel dan biogas.

Dengan asumsi dari tabel di atas, maka biaya pembangkitan khususnya di Indonesia dapat dibandingkan sebagai berikut.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

Rp/kWh

Base onRegion Base onTechnology

FloorPrice

CeilingPrice

Gambar 8.6Perbandingan Harga Jual Listrik GMB dengan Pasar dan Teknologi Lainnya


Dari Gambar 8.6 di atas diketahui bahwa pembangkitan listrik menggunakan GMB dengan teknologi micro turbine, untuk memberikan kelayakan proyek GMB untuk kelistrikan maka harga listrik di tingkat konsumen rumah tangga atau pengguna kecil berada pada level harga Rp. 1.100 per kWh, sedangkan hasil simulasi keekonomian pembangkitan berbasis GMB di Indonesia khususnya wilayah lapangan Rambutan masih berada pada level harga Rp. 1.539 per kWh. Harga tersebut sangat mahal, secara internal untuk kajian ini perlu ditinjau kembali keakuratan informasi data biaya investasi pembangkit skala kecil micro turbine. Ditinjau dari jenis teknologi yang digunakan, maka pembangkitan listrik berbasis GMB sangat kompetitif meskipun relatif lebih mahal harga listrik yang diproduksinya jika dibandingkan dengan harga listrik dengan teknologi geothermal yaitu Rp. 1.040 per kWh. Akan tetapi harga listrik dengan micro turbine GMB masih sangat kompetitif jika dibandingkan dengan harga jual listrik PLN non-subsidi yaitu Rp. 1.380 per kWh, meskipun masih di atas harga pasar regional ASEAN yaitu Rp. 800 per kWh sebagai fl oor price. Meskipun demikian, pengembangan kelistrikan berbasis GMB tetap perlu dikaji optimasinya baik dari sisi kapasitas produksi, teknologi maupun mekanisme pasarnya agar di kemudian hari GMB dapat dikembangkan lebih ekonomis dan mampu menjaga keamanan energi nasional melalui deversifi kasi energi di sektor pembangkitan.


DAFTAR PUSTAKA

1. Australia Standard AS 3980-1999, 1999, Guide to the determination of gas content of coal – Direct desorption method, Standards Association of Australia, 36 p

2. De Coster, G.L., 1974, ”The Geologi of Central Sumatera and South Sumatera Basin”, Proceeding Indonesia Petroleum Association, 4th Annual Convention.

3. Gathuk Widiyanto, S.T., dkk., 2009, “Optimasi Pompa Untuk Dewatering Sumur GMB”, Laporan kegiatan DIPA, PPPTMGB “LEMIGAS”.

4. Imam B. Sosrowidjojo, 2006, " On Going Coalbet Methane (CBM) Development in the South Sumatera Basin", June LEMIGAS Scientifi c Contributions (LSC) Vol 23 (3), p.15 - 29

5. Imam B. Sosrowidjojo, 2008, "Regulasi Teknis Implikasinya terhadap Keekonomian CBM", Jurnal Mineral dan Energi 6, (3), hlm 40 - 45.

6. Koesoemadinata, R.P., dan Haryono, 1977, ”Kerangka Sedimenter Endapan Batu bara Tersier Indonesia”, PIT IAGI, ke VI.

7. ”Multi-Seam Well Completion Technology: Implications for Powder River Basin Coalbed methane Production”, 2003, U.S. Departement of Energy, National Energy Technology Laboratory (NETL), Strategic Center for Natural Gas, September.

8. Panca Wahyudi S., Ir., dkk., 2008, “Lanjutan Proses Uji Produksi (Dewatering) Untuk Menghasilkan Gas Methane dari Sumur Batu bara”, Laporan kegiatan DIPA, PPPTMGB “LEMIGAS”.

9. Panca Wahyudi S., Ir., dkk., 2008, “Lanjutan Proses Uji Produksi (Dewatering) Untuk Menghasilkan Gas Methane dari Sumur Batu bara”, Laporan kegiatan DIPA, PPPTMGB “LEMIGAS”.

10. Panggabean, H., Mangga, S.A., Sofyan Suwardi, I., 2007, ”Atlas Cekungan Batuan Sedimen Di Cekungan Sumatera Bagian Selatan”, Program Dinamika Cekungan –Klaster Atlas Cekungan, website Pusat Survei Geologi.


11. Subiyanto dan Panggabean, H., 2003, ”Batuan Terobosan dan Pengaruhnya Terhadap Pematangan Batu bara di daerah Bukit Kendi, Tanjungenim, Sumatera Selatan”, Jurnal Geologi dan Sumberdaya Mineral vol. XIII. Pp. 18-50.


DAFTAR FOTO

Area Sumur CBM 3 Gas Metana Batu bara Lapangan Rambutan Sumatera Selatan

Kepala Badan Litbang ESDM Bambang DwiyantoMeninjau Sumur CBM 3 Sumatera Selatan


Kepala Badan Litbang ESDM membuka Valve generator untukmengalirkan Gas Metana Batu bara (GMB) ke generator listrik

Generator pembangkit listrik berkapasitas 11 KVAyang bersumber dari GMB


Star-up generator pembangkit listrikoleh Kepala Badan Litbang ESDM

Lampu penerangan yang dihasilkan oleh GMB


Flare GMB

Foto bersama di Area Sumur CBM 3


Kep

ala

Bad

an L

itban

g ES

DM

bes

erta

jaja

rann

ya


DAFTAR LAMPIRAN

MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERALREPUBLIK INDONESIA

PERATURAN MENTERI ENERGI DAN SUMEIER DAYA MINERALNOMOR 36 TAHUN 2008

TENTANG

PENGUSAHAAN GAS METANA BATU BARA

MENTERI ENERGI DAN SUMBER DAYA MINERAL,

Menimbang : a. bahwa Gas Metana Batu bara merupakan salah satu sumber daya alam strategis yang cukup potensial untuk memasok kebutuhan energi nasional, sehingga dalam rangka diversifi kasi energi, Gas Metana Batu bara perlu dikembangan secara optimal;

b. bahwa untuk meningkatkan pengusahaan Gas Metana Batu bara sebagaimana diatur dalam Peraturan Men-teri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 033 Ta-hun 2006 perlu mengatur kembali pengusahaan Gas Metana Batu bara dan mencabut Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 033 Tahun 2006 dimaksud;

c. bahwa berdasarkan pertimbangan sebagaimana dimaksud dalam huruf a dan huruf b, perlu menetapkan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral tentang Pengusahaan Gas Metana Batu bara;

Mengingat : 1. Undang-Undang Nomor 11 Tahun 1967 tentang Ketentuan-ketentuan Pokok Pertambangan (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 1967 Nomor 22, Tambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 831);


2. Undang-Undang Nomor 22 Tahun 2001 tentang Minyak dan Gas Bumi (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2001 Nomor 136, Tambahan Lembaran Negara .Republik lndonesia Nomor 4152);

3. Undang-Undang Nomor 30 Tahun 2007 tentang Energi (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2007 Nomor 96, Tambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 4776);

4. Peraturan Pemerintah Nomor 32 Tahun 1969 tentang Pelaksanaan Undang-Undang Nomor I I Tahun 1967 tentang Ketentuan-ketentuan Pokok Pertambangan (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 1969 Nomor 60, Tambahan Lembaran Negara Republik Indonesia Nomor 2916) sebagaimana telah dua kali diubah terakhir dengan Peraturan Pemeriniah Nomor 75 Tahun Tahun 2001 (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2001 Nomor 141, Tambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 41 54);

5. Peraturan Pemerintah Nomor 42 Tahun 2002 tentang Badan Pelaksana Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2002 Nomor 81, Tambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 4216);

6. Peraturan Pemerintah Nomor 35 Tahun 2004 tentang Kegiatan Usaha Hulu Minyak dan Gas Bumi (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2004 Nomor 123, Tambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 4435) sebagaimana telah diubah dengan Peraturan Pemerintah Nomor 34 Tahun 2005 (Lembaran Negara Republik lndonesia Tahun 2005 Nomor 81, l'ambahan Lembaran Negara Republik lndonesia Nomor 4530);

7. Keputusan Presiden Nonior 187/M Tahun 2004 tanggal 20 Oktober 2004 sebagaimana telah beberapa kali diubah terakhir dengan Keputusan Presiden Nornor 77/P Tahun 2007 tanggal 28 Agustus 2007;


8. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 0030 Tahun 2005 tanggal 20 Juli 2005 tentang Organisasi dan Tata Kerja Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral;

9. Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 35 Tahun 2008 tanggal 12 November 2008 tentang Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi;

MEMUTUSKAN :

Menetapkan : PERATURAN MENTERI ENERGl DAN SUMBER DAYA MINERAL TENTANG PENGUSAHAAN GAS METANA BATU BARA.

BAB lKETENTUAN UMUM

Pasal 1

Dalam Peraturan Menteri ini yang dimaksud dengan : 1. Gas Metana Batu bara (Coalbed Methane) yang

selanjutnya disebut Gas Metana Batu bara adalah gas bumi (hidrokarbon) dimana gas metana merupakan komponen utamanya yang terjadi secara alamiah dalam proses pembentukan Batu bara (coalifi cation) dalam kondisi terperangkap dan terserap (terabsorbsi) di dalam batu bara dan/atau lapisan batu bara.

2. Wilayah Kerja Gas Metarla Batu bara dalah daerah tertentu di dalam Wilayah Hukum Pertambangan lndonesia untuk melaksanakan eksplorasi dan eksploitasi Gas Metana Batu bara.

3. Wilayah Hukum pertambangan lndonesia adalah seluruh wilayah daratan, perairan, dan landas kontinen Indonesia.

4. Eksplorasi Gas Metana Batu bara adalah keglatan yang bertujuan memperoleh informasi mengenai kondisi geologi untuk menemukan dan memperoleh perkiraan cadangan Gas Metana Batu bara di Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara.


5. Eksploitasi Gas Metana Batu bara adalah rangkaian kegiatan yang bertujuan untuk menghasilkan Gas Metana Batu bara dari Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara, yang terdiri atas pengeboran dan penyelesaian sumur, pembangunan sarana pengangkutan,pengolahan untuk pemisahan dan pemurnian Gas Metana Batu bara di lapangan, serta kegiatan lain yang mendukungnya.

6. Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi adalah daerah tertentu di dalam Wilayah Hukum Pertambangan lndonesia untuk melaksanakan eksplorasi dan eksploitasi Minyak dan Gas Bumi.

7. Wilayah Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara yarig selanjutnya disebut Wilayah PKP2B adalah suatu wilayah yang telah ditetapkan Penierintah dalam lampiran Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara, yang dapat diubah melalui pengurangan-pengurangan dan perluasan-perluasan sebagaimana dimaksud dalam Perjanjian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara.

8. Wilayah Kuasa Pertambangan Batu bara yang selanjutnya disebut Wilayah KP Batu bara adalah suatu wilayah yang ditetapkan oleh Menteri, Gubernur, dan Bupati/Walikota sesuai dengan kewenangannya sebagaimana dimaksud dalam lampiran Kuasa Pertambangan Batu bara.

9. Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara adalah bagian dari Wilayah Hukum Pertambangan lndonesia yang belum ditetapkan sebagai Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara, Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara.

10. Kontraktor Minyak dan Gas Bumi adalah Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap yang melaksanakan eksplorasi dan eksploitasi minyak dan gas bumi pada suatu Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksana.


11. Kontraktor Per jan j ian Karya Pengusahaan Pertambangan Batu bara yang selanjutnya disebut Kontraktor PKP2B adalah perusahaan swasta yang melaksanakan pengusahaan pertambangan batu bara di wilayah PKP2B.

12. Pemegang Kuasa Pertambangan Batu bara yang selanjutnya disebut Pemegang KP Batu bara adalah perusahaan swasta nasional atau perorangan yang diberi Kuasa Pertambangan untuk rnelakukan usaha pertambangan Batu bara di suatu Wilayah KP Batu bara.

13. Badan Pelaksana adalah suatu badan yang dibentuk untuk melakukan pengendalian Kegiatan Usaha Hulu di bidang Minyak dan Gas Bumi.

14. Badan Usaha adalah perusahaan berbentuk badan hukum yang menjalankan jenis usaha bersifat tetap, terus-menerus dan didirikan sesuai dengan peraturan perundang-undangan, yang berlaku serta bekerja dan berkedudukan dalam wilayah Negara Kesatuan Republik Indonesia.

15. Bentuk Usaha Tetap adalah badan usaha yang didirikan dan berbadan hukum di luar wilayah Negara Kesatuan Republik lndonesia yang melakukan kegiatan di wilayah Kesatuan Republik lndonesia dan wajib mematuhi peraturan perundang-undangan yang berlaku di Republik Indonesia.

16. Studi Bersama (Joint Study) yang selanjutnya disebut Studi Bersama adalah kegiatan yang dilakukan ber-sama antara Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dengan Direktorat Jenderal dalam rangka Penawaran Langsung Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara untuk melakukan inventarisasi, pengolahan dari interpretasi Data di Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara atau di Wilayah Kerja Available untuk mengetahui potensi dan keekonomian Gas Metana Batu bara.


17. Evaluasi Bersama (Joint Evaluation) yang selanjutnya disebut Evaluasi Bersama adalah kegiatan yang dilakukan oleh Kontraktor Minyak dan Gas Bumi atau Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara dengan Direktorat Jenderal dalam rangka Penawaran Langsung Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara untuk melakukan inventarisasi, pengolahan dan interpretasi Data yang tersedia di wilayah kerjanya untuk mengetahui potensi dan keekonomian Gas Metana Batu bara.

18. Data adalah semua fakta, petunjuk, indikasi, dan informasi baik dalam bentuk tulisan (karakter), angka (digital), gambar (analog), media rnagnetik, dokumen, percontobatuan, fl uidal dan bentuk lain yang didapat dari hasil Survei Umum, Eksplorasi dan Eksploitasi Minyak dan Gas Bumi.

19. Kontrak Kerja Sama adalah Kontrak Bagi Hasil atau bentuk kontrak kerja sama lain dalam kegiatan Eksplorasi dan Eksploitasi yang lebih menguntungkan Negara dan hasitnya dipergunakan urituk sebesarbesarnya kemakmuran rakyat.

20. Menteri adalah menteri yang bidang tugas dan tanggung jawabnya meliputi kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi.

21. Lembaga Penelitian adalah instansi Pemerintah di lingkungan Departemen Energi dan Sumber Daya Mineral yang bidang tugas dan tanggung jawabnya meliputi penelitian dan pengembangan di bidang Minyak dan Gas Bumi.

22. lnstitusi Tertentu adalah lnstansi Pemerintah lain, institusi atau lembaga yang melakukan penelitian, pengkajian, dan pengembangan Gas Metana Batu bara.

23. Departemen adalah Departemen yang bidang tugas dan tanggung jawabnya di bidang Minyak dan Gas Bumi.


24. Direktur Jenderal adalah Direktur Jenderal yang bidang tugas dan tanggung jawabnya di bidang Minyak dan Gas Bumi.

25. Direktorat Jenderal adalah Direktorat Jenderal yang bjdang tugas dan kewenangannya di bidang Minyak dan Gas Bumi.

26. Tim Penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara yang selanjutnya disebut Tim Penawaran adalah Tim yang bertugas untuk memberikan pertimbangan dalam rangka pelaksanaan Penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara.

BAB llPENGUASAAN DAN PENGUSAHAAN

GAS METANA BATUBAKA

Pasal 2

(I) Gas Metana Batu bara sebagai sumber daya alam strategis tak terbarukan yang terkandung di dalam Wilayah Hukum Pertambangan Indonesia merupakan kekayaan nasional yang dikuasai oleh negara.

(2) Penguasaan Gas Metana Batu bara oleh negara sebagaimana dimaksud pada ayat (1) diselenggarakan oleh Pemerintah sebagai Pemegang Kuasa Pertambangan.

Pasal 3

(1) Pengusahaan Gas Metana Batu bara tunduk dan berlaku ketentuan peraturan perundang-undangan di bidang Kegiatan Usaha Minyak dan Gas Bumi.

(2) Pembinaan dan pengawasan serta penatausahaan pengusahaan Gas Metana Batu bara dipusatkan pada Direktorat Jenderal.

Pasal 4

(1) Menteri menetapkan kebijakan penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara berdasarkan pertimbangan teknis, ekonomi, tingkat risiko, efisiensi, dan berasaskan keterbukaan, keadilan, akuntabilitas, dan persaingan usaha yang wajar.


(2) Penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara sebagaimana dimaksud pada ayat (I)d,is elenggarakan oleh Direktur Jenderal dengan memperhatikan pertimbangan dari Badan Pelaksana.

(3) Direktur Jenderal dalam penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara, wajib mengutamakan pemanfaatan data dan informasi yang berada pada Departemen.

(4) Dalam rangka pelaksanaan penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara, Direktur Jenderal membentuk Tim Penawaran Wilayah Kerja, Tim Lelang dan Tim Penilai yang keanggotaannya dapat' terdiri atas wakil dari unit-unit di lingkungan Departemen, Badan Pelaksana, Perguruan Tinggi, dan lnstansi terkait.

(5) Tim Penawaran Wilayah Merja, Tim Lelang, dan Tim Penilai se-bagaimana dimaksud pada ayat (4) mempunyai tugas dan fungsi sebagairr~ana diatur dalam Peraturan Menteri rnengenai Tata Cara Penetapan darl Penawarari Wilayah Ker!a Minyak dan Gas Bumi.

Pasal 5

(1) Pengusahaan Gas Metana Batu bara meliputi kegiatan Eksplorasi Gas Metana Batu bara dan kegiatan Eksploitasi Gas Metana Batu bara.

(2) Pengusahaan Gas Metana Batu bara dilaksanakan oleh Badan Usaha atau Bentuk IJsaha Tetap berdasarkan Kontrak Kerja Sama dengan Badan Pelaksaria.

(3) Pengawasan atas pelaksanaan Kontrak Kerja Sama pengusahaan Gas Metana Batu bara dilakukan oleh Badan Pelaksana.

Pasal 6

(1) Menteri menetapkan bentuk dan ketentuan-ketentuan pokok (terms and conditions) Kontrak Kerja Sama berdasarkan pertimbangan teknis dan keekonomian Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara yang bersangkutan.


(2) Kontrak Kerja Sama sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib memuat paling sedikit ketentuari-ketentuan pokok yaitu:

a. penerimaan negara;

b. Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara dan pengembaliannya;

c. kewajiban pengeluaran dana;

d. perpindahan kepemilikan hasil produksi Gas Metana Batu bara;

e. jangka waktu kontrak dan kondisi perpanjangan kontrak;

f. penyelesaian perselisihan;

g. kewajiban pemasokan Gas Metana Batu bara untuk pemenuhan kebutuhan dalam negeri;

h. berakhirnya kontrak;

i. kewajiban pasca operasi pertambangan;

j. keselamatan dan kesehatan kerja;

k. pengelolaan lingkungan hidup;

I. pengalihan hak dan kewajiban;

m. pelaporan yang diperlukan;

n. rencana pengembangan lapangan;

o. pengutamaan pemanfaatan barang dan jasa dalam negeri;

p. pengembangan masyarakat sekitarnya dan jaminan hak-hak masyarakal adat;

q. pengutamaan penggunaan tenaga kerja Indonesia;

r. Gas Metana Batu bara hasil ikutan pengurasan air (dewatering); dan

s. Proyek Percontohan (Pilot Project).

(3) Dalam ha1 Kontrak Kerja Sama berbentuk Kontrak Bagi Hasil, wajib mencantumkan ketentuan mengenai pengembalian biaya operasi.


BAB IllTATA CARA PENETAPAN DAN PENAWARAN WILAYAH KERJA

GAS METAMA BATU BARA

Pasal 7

Pengusahaan Gas Metana Batu bara dapat dilakukan di Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara, Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B, dan/atau di Wilayah KP Batu bara dengan luas maksimal 3.000 km2 (tiga ribu kilometer persegi).

Pasal 8

Tata cara penyiapan, penetapan dan penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara di Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara, WilayahKerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B, dan/atau di Wilayah KP Batu bara berlaku ketentuan Peraturan Perundang-undangan mengenai Tata Cara Penetapan dan Penawarari Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, kecuali ditetapkan lain dalam Peraturan Menteri ini.

Pasal 9

(1) Untuk penawaran Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara dari Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara, Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B dan/atau Wilayah KP Batu bara, Menteri terlebih dahulu menetapkan Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara.

(2) Dalam menetapkan Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara sebagaimana dimaksud pada ayat (1) Menteri terlebih dahulu melakukan konsultasi dengan Gubernur yang wilayah administrasinya meliput~ Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara yang akan ditetapkan.

(3) Terhadap Wilayah Kerja Gas Metana Batu bara yang telah ditetapkan sebagaimana dimaksud pada ayat (I), Direktorat Jenderal melaksanakan penawaran Wi!ayah Kerja melalui Lelang Wilayah Kerja atau lelang Penawaran Langsung Wilayah Kerja sesuai dengan Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.


Pasal 10

Gas Metana Batu bara yang terdapat di Wilayah Terbuka Gas Metana Batu bara atau di Wilayah Kerja Available, dapat diusulkan oleh Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dengan mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Studi Bersama kepada Direktur Jenderal sesuai dengan ketentuan peratul-an perundang-undangan ,mengenai Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.

Pasal 11

(1) Gas Metana Batu bara yang terdapat di dalam Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bc~mi dapat diusahakan oleh Kontraktor Minyak dan Gas Bumi yang telah merrlenuhi komitmen pasti 3 (tiga) tahun pertama masa Eksplorasi di Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi tersebut.

(2) Korrtraktor Minyak dan Gas Bumi sebagaimana dimaksud pada ayat (1) diberikan kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama kepada Direktur Jenderal.

Pasal 12

(1) Terhadap Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP26, atau Pemegang KP Batu bara yang kontraknya ditandatangani atau ijinnya dikeluarkan setelah adanya usulan Studi Bersama yang akanditindaklanjuti dengan pengusahaan Gas Metana Batu bara, Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP2B, atau Pemegang KP Batu bara tidak mendapatkan hak kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung atas pengusahaan Gas Metana Batu bara pada wilayah tersebut.

(2) Dalam ha1 di wilayah PKP2B atau wilayah KP Batu bara telah diajukan untuk dilakukan Evaluasi Bersama dan kemudian wilayah tersebut ditetapkan sebagai Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor Minyak dan Gas Bumi pada Wilayah Kerja tersebut tidak mendapatkan hak atas kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung atas pengusahaan Gas Metana Batu bara pada wilayah tersebut.


Pasal 13(1) Gas Metana Batu bara yang terdapat di Wilayah PKP2B atau

Wilayah KP Batu bara dapat diusahakan oleh Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara yang telah melakukan kegiatan eksploitasi Batu bara paling sedikit 3 (tiga) tahun di Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara tersebut.

(2) Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara sebagaimana dimaksud pada ayat (1) diberikan kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama kepada Direktur Jenderal.

Pasal 14(1) Dalam ha1 Gas Metana Batu bara terdapat di Wilayah Kerja Minyak

dan Gas Bumi dan Wilayah PKP2B atau di Wilayah KP Batu bara, Kontraktor Minyak dan Gas Bumi diberikan kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama kepada Direktur Jenderal.

(2) Kontraktor Minyak dan Gas Bumi yang berminat mengusahakan Gas Metana Batu bara di Wilayah Kerja sebagaimana dimaksud pada ayat (1), wajib mengajukan usulan pengusahaan Gas Metana Batu bara kepada Direktur Jenderal.

(3) Berdasarkan usulan sebagaimana dimaksud pada ayat (1), Direktur Jenderal memberitahukan kepada Kontraktor PKP2B atau Pernegang UP Batu bara mengenai rencana pengusahaan Gas Metana Batu bara oleh Kontraktor Minyak dan Gas Bumi.

Pasal 15

(1) Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara yang berminat mengusahakan Gas Metana Batu bara di Wilayah Kerja sebagaimana dimaksud dalam Pasal 14 ayat (1), dapat mengajukan usulan pengusahaan Gas FJletana Batu bara kepada Direktur Jenderal.

(2) Berdasarkan usulan sebagaimana dirnaksud pada ayat (1) Direktur Jenderal memberitahukan kepada Kontraktor Minyak dan Gas Bumi rencana pengusahaan Gas Metana Batu bara oleh Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara, dan meminta klarifi kasi kepada Kontraktor Minyak dan Gas Bumi mengenai minat untuk mengusahakan Gas Metana Batu bara.


(3) Dalam ha1 Kontraktor Minyak dan Gas Bumi tidak mengajukan usulan dalam jangka waktu 6 (enam) bulan terhitung sejak tanggal pemberitahuan sebagaimaiia dimaksud pada ayat (2), kesempatan pertama Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dinyatakan tidak berlaku dan usulan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara dapat diproses lebih lanjut sesuai dengan ketentuan Peraturan Perundang-undangan.

Pasal 16

Direktur Jenderal memberikan persetujuan Studi Bersama sebagaimana dimaksud dalam Pasal 10 atau Evaluasi Bersama sebagaimana dimaksud dalam Pasal 11, Pasal 13, dan Pasal 14, setelah melakukan klarifikasi kepada Pemerintah Daerah danlatau unit terkait untuk rnenginventarisasi titik-titik koordiriat batas Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B danlatau Wilayah KP Batu bara serta status pengusahaannya yang berada dalam wilayah usula Studi Bersama atau Evaluasi Bersama.

Pasal 17

Kontraktor Minyak dan Gas Bumi danlatau Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara yang melakukan pengusahaan Gas Metana Batu bara wajib mendirikan Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap tersendiri.

Pasal 18

(1) Dalam hal Pemerintah akan mengembangkan pengusahaan Gas Metana Batu bara di Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi, Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara, Direktur Jenderal memberitahukan rencana pengembangan pengusahaan Gas Metana Batu bara kepada Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara di wilayah yang bersangkutan.

(2) Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP2B atau Peme-gang KP Batu bara yang berminat mengusahakan Gas Metana Batu bara di wilayah sebagaimana dimaksud pada ayat (1), wajib men-gajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama paling lama 60 (enam puiuh) hari kalender terhitung sejak tanggal diterimanya surat pemberitahuan dari Direktur Jenderal.


(3) Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara yang tidak mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama dalam jangka waktu paling lama 60 (enam puluh) hari kalender sebagaimana dimaksud pada ayat (2), dianggap tidak berminat dan kesempatan pertama dinyatakan tidak berlaku, 'selanjutnya Direktur Jenderal menetapkan kebijakan pengusahaannya melalui Lelang.

Pasal 19

(1) Dalam hal Pemerintah akan mengembangkan pengusahaan Gas Metana Batu bara di Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah PKP2B, atau Wilayah KP Batu bara, Direktur Jenderal memberitahukan rencana pengembangan pengusahaan Gas Metana Batu bara kepada Kontraktor Minyak dan Gas Bumi sebagai pihak yany diberikan kesempatan pertama untuk mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama, dengan tembusan kepada Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara di wilayah yang bersangkutan.

(2) Dalam hal Kontrahtor Minyak dan Gas Bumi sebagaimana dimaksud pada ayat (1) berminat mengusahakan Gas Metana Batu bara wajib mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama paling lama 60 (enam puluh) hari kalender terhitung sejak tanggal diterimanya surat pemberitahuan dari Direktur Jenderal.

(3) Kontraktor Minyak dan Gas Bumi yang tidak mengajukan usulan Penawaran Langsung melalui Evaluasi Bersama dalam jangka waktu; paling lama 60 (enam puluh) hari kalender sebagaimana dimaksud pada ayat (2), dianggap tidak berminat dan kesempatan pertama dinyatakan tidak berlaku, selanjutnya Direktur Jenderal memberitahukan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara.

(4) Dalam hal Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara tidak mengajukan usulan dalam jangka waktu 60 (enam puluh) hari kalender terhitung sejak tanggal pemberitahuan, Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP dianggap tidak berminat atas Wilayah Kerja tersebut dan selanjutnya Direktur Jenderal menetapkan kebijakan pengusahaannya melalui Lelang.


Pasal 20

(1) Apabila hasil Evaluasi Bersama sebagaimana dilnaksud dalam Pasal 11 , Pasal 13, dan Pasal 14 akan ditindaklanjuti pengusahaannya, terhadap Wilayah Kerja dimaksud dilakukan lelang Penawaran Langsung dan pelaksana Evaluasi Bersama diberikan hak untuk melakukan perubahan penawaran (right to match) dengan ketentuan sekurang-kurangnya menyamai penawaran tertinggi sesuai dengan ketentuan Peraturan Perundang-undangan mengenai Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.

(2) Pelaksanaan Evaluasi Bersama sebagaimana dimaksud dalam Pasal 11, Pasal 13 dan Pasal 14 diberikan dalam jangka waktu paling lama 6 (enam) bulan dan dapat diperpanjang 1 (satu) kali paling lama 4 (empat) bulan.

Pasal 21

Ketentuan mengenai Studi Bersama berlaku ketentuan sebagaimana diatur dalam Peraturan Menteri mengenai Tata Cara Penetapan dan Penawaran Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi.

Pasal 22

Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dalam jangka waktu paling lambat 14 (empat belas) hari kerja terhitung sejak tanggal persetujuan Penawaran Langsung Wilayah Kerja diterbitkan wajib menyerahkan jaminan pelaksanaan Evaluasi Bersama dari bank utama (Prime Bank) yang berkedudukan di Jakarta, sebesar US$ 1.000.000 (satu juta Dollar Amerika Serikat).

Pasal 23

(1) Dalam rangka memperoleh hasil Evaluasi Bersama yang optimal yang didasarkan atas kaidah keteknikan yang baik dan dapat dipertanggungjawabkan secara ilmiah, Direktorat Jenderal dapat menyertakan unit di lingkungan Departemen dan pihak lain yang memiliki kemampuan dan keahlian danlatau Data.

(2) Seluruh biaya dan risiko yang diperlukan dalam pelaksanaan Evaluasi Bersama menjadi beban dan tanggung jawab Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap pelaksana Evaluasi Bersama dan tidak dapat dibebankan sebagai biaya operasi Kontrak Kerja Sama.


(3) Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dan pihak lain yang melakukan Evaluasi Bersama wajib menjaga kerahasiaan Data yang dihasilkan dan digunakan sesuai dengan ketentuan Peraturan Perundang-undangan yang dituangkan dalam surat pernyataan kerahasiaan.

Pasal 24

(1) Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap pelaksana Evaluasi Bersama yang tidak dapat menyelesaikan Evaluasi Bersama karena mengundurkan diri atau tidak dapat memenuhi ketentuan yang tercantum dalam surat persetujuan Penawaran Langsung Wilayah Kerja, maka surat persetujuan Penawaran Langsung Wilayah Kerja yang telah diterbitkan tersebut diriyatakan tidak berlaku dan Direktorat Jenderal berhak mencairkan jaminan pelaksanaan Evaluasi Bersama dan wajib disetor ke Kas Negara sebagai Penerimaan Negara Bukan Pajak.

(2) Dalam pelaksanaan Evaluasi Bersama, Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap wajib menyampaikan iaporan secara berkala dan laporan akhir kepada Direktur Jenderal.

BAB IVPEMANFAATAN DATA DAN INFORMASI

SERTA PENGGUNAAN SARAWA DAN FASlLlTAS

Pasal 25

Kontraktor yang melakukan pengusahaan Gas Metana Batu bara dalam melakukan kegiatannya dapat memanfaatkan data dan informasi yang dikuasai oleh Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, Kontraktor PKP2B, dan Pemegang KP Batu bara sesuai dengan ketentuan Peraturan Perun-dangundangan.

Pasal 26

(1) Kontraktor yang melakukan pengusahaan Gas Metana Batu bara dapat menggunakan sarana dan fasilitas untuk kegiatan operasional yang dimiliki oleh Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, dengan tetap mempertimbangkan efi siensi, keselamatan, dan kelancaran pelaksanaan kegiatan usaha Minyak dan Gas Bumi.


(2) Penggunaan sarana dan fasilitas sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib dilakukan untuk kegiatan yang terkait langsung dengan pengusahaan Gas Metana Batu bara dengan prinsip pembebanan biaya operasi secara proporsional dan tidak ditujukan untuk mem-peroleh keuntungan dan/atau laba.

(3) Penggunaan sarana dan fasilitas sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib terlebih dahulu mendapatkan persetujuan dari Badan Pelaksana.

Pasal 27

(1) Kontraktor yang melakukan pengusahaan Gas Metana Batu bara dapat menggunakan sarana untuk kegiatan operasional yang dimiliki Kontraktor PKP2B dan/atau Pemegang KP Batu bara dengan tetap mempertimbangkan efi siensi, keselamatan, dan kelancaran pelaksanaan kegiatan Kontraktor PKP2B dan Pemegang KP Batu bara.

(2) Penggunaan sarana sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib dilakukan untuk kegiatan yang terkait langsung dengan pengusahaan Gas Metana Batu bara berdasarkan kesepakatan kedua belah pihak dan tetap menjadi tanggung jawab sepenuhnya Kontraktor PKP25 atau Pemegang KP Batu bara.

BAB VPENELITIAN, PENGKAJIAN DAN PENGEMBANGAN

GAS METANA BATU BARA

Pasal 28

(1) Lembaga Penelitian atau lnstitusi Tertentu yang terkait dapat melaku-kan penelitian, pengkajian dan pengembangan Gas Metana Batu bara pada Wilayah Hukum Pertambangan Indonesia.

(2) Pelaksanaan penelitian, pengkajian dan pengembangan yang dilakukan oleh lnstitusi Tertentu sebagaimana dimaksud pada ayat (1) wajib terlebih dahulu mendapatkan izin Direktur Jenderal.

(3) Terhadap penelitian, pengkajian dan pengembangan yang dilakukan oleh Lembaga Penelitian sebagaimana dimaksud pada ayat (1) ditetapkan lebih lanjut oleh Direktur Jenderal setelah mendapat pertimbangan dari Lembaga Penelitian.


(4) Hasil pelaksanaan penelitian, pengkajian dan pengembangan sebagaimana dimaksud pada ayat (2) wajib dilaporkan kepada Direktur Jenderal paling lambat 15 (lima belas) hari kerja setelah berakhirnya pelaksanaan penelitian.

(5) Dalam hal hasil penelitian, pengkajian dan pengembangan Gas Metana Batu bara oieh Lembaga Penelitian dan lnstitusi Tertentu ditindaklanjuti pengusahaannya, maka wajib berpedoman pada Peraturan Menteri ini.

(6) Hak dan kewajiban yang timbul dalam pengusahaan sebagaimana dimaksud pada ayat (5) ditetapkan lebih lanjut oleh Menteri.

BAB VIPENYELESAIAN PERSELISIHAN

Pasal 29

(1) Dalam hal terjadi perselisihan antara Kontraktor Gas Metana Batu bara dengan Kontraktor Minyak dan Gas Bumi atau Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara, perselisihan diselesaikan dengan musyawarah untuk mufakat.

(2) Dalam hal musyawarah untuk mufakat tidak tercapai, Menteri dapat memfasilitasi penyelesaian perselisihan sebagaimana dimaksud pada ayat (1).

(3) Dalam hal penyelesaian perselisihan sebagaimana dimaksud pada ayat (1) dan ayat (2) tidak tercapai, penyelesaian perselisihan diselesaikan melalui Badan Arbitrase Nasional Indonesia.

BAB VIIKETENTUAN GASMETANABATU BARA

SEBAGAI SUMBER DAYA IKUTAN

Pasal 30

(1) Dalam ha1 Perusahaan atau Perseorangan yang melakukan pen-gusahaan Batu bara di Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara terdapat Gas Metana Batu bara sebagai sumber daya ikutan (Gas Metana Batu bara yang berasal dari pertambangan bawah tanah) dan akan diusahakan secara komersial, tunduk pada Peraturan Menteri ini.


(2) Dalam hal Perusahaan atau Perseorangan yang melakukan pengusahaan Batu bara di Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara terdapat Gas Metana Batu bara sebagai sumber daya ikutan (Gas hletana Batu bara yang berasal dari pertambangan bawah tanah) dan akan digunakan sendiri, wajib melaporkan kepada Menteri.

(3) Dalam hal Perusahaan atau Perseorangan yang melakukan pengusahaan Batu bara di Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara terdapat Gas Metana Batu bara sebagai sumber daya ikutan (Gas Metana Batu bara yang berasal dari pertambangan bawah tanah) dan dibakar (flared), wajib mendapatkan persetujuan Menteri.

(4) Dalam hal Perusahaan atau Perseorangan yang melakukan pengusahaan Batu bara di Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara terdapat Gas Metana Batu bara sebagai sumber daya ikutan (Gas Metana Batu bara yang berasal dari pertambangan bawah tanah) dan akan dimanfaatkan untuk pengembangan rnasyarakat setempat, wajib mendapat persetujuan Menteri rnengenai perencanaannya.

BAB VlllPEMANFAATAN GAS METANA BATU BARA

UNTUK KEBUTUHAN DALAM NEGERI

Pasal 31

Gas Metana Batu bara yang merupakan hasil dari kegiatan pengusahaan Gas Metana Batu bara, pemanfaatannya diprioritaskan untuk memenuhi kebutuhan energi dalam negeri.

BAB IXKETENTUAN PERALIHAN

Pasal 32

Pada saat Peraturan Menteri ini mulai berlaku :a. terhadap permohonan Evaluasi Bersama atau Studi Bersama yang

telah diajukan oleh Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dan telah memenuhi persyaratan, diproses sesuai dengan ketentuan Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 033 Tahun 2006 tentang Pengusahaan Gas Metana Batu bara;


b. terhadap permohonan Evaluasi Bersama atau Studi Bersama yang telah diajukan oleh Badan Usaha atau Bentuk Usaha Tetap dan belum memenuhi persyaratan, Pemohon wajib mengajukan permohonan baru sesuai dengan ketentuan dalam Peraturan Menteri ini;

c. terhadap Kontraktor Minyak dan Gas Bumi yang kontraknya ditandatangani setelah adanya usulan Evaluasi Bersama oleh Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara, Kontraktor Minyak dan Gas Bumi tidak mendapat hak kesempatan pertama atas pengusahaan Gas Metana Batu bara.

Pasal 33

(1) Pada saat Peraturan Menteri ini berlaku terhadap permohonan atau pelaksanaan Evaluasi Bersama pada Wilayah Kerja Minyak dan Gas Bumi dan Wilayah PKP2B atau Wilayah KP Batu bara yang belum dicapai kesepakatan pengulsahaannya antara Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara, kepemilikan interest (hak dan kewajiban) bagi Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara pada Wilayah Kerja tersebut ditetapkan masing-masing sebesar 50% (lima puluh persen) sesuai kelaziman bisnis (business to business), dan diproses sesuai dengan ketentuan dalam Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 033 Tahun 2006 tentang Pengusahaari Gas Metana Batu bara.

(2) Apabila dalam jangka waktu paling lama 1 (satu) bulan terhitung sejak tanggal berlakunya Peraturan Menteri ini, kesepakatan pengusahaan sebagaimana dimaksud pada ayat (1) tidak tercapai, maka Menteri meminta Kontraktor Minyak dan Gas Bumi, dan Kontraktor PKP2B, atau Pemegang KP Batu bara untuk menyampaikan jaminan kesungguhan masing-masing sebesar US$ 1.000.000 (satu juta dollar Amerika Serikat).

(3) Apabila setelah jangka waktu 1 (satu) bulan sejak Menteri meminta jaminan kesungguhan sebagaimana dimaksud pada ayat (2), hanya salah satu dari Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang, KP Batu bara yang menyampaikan jaminan kesungguhan, maka Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara yang menyerahkan jaminan kesungguhan mendapatkan hak untuk mengajukan usulan pengusahaannya.


(4) Dalam hal Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara belum atau telah menyampaikan jaminan kesungguhan sebagaimana dimaksud pada-pada ayat (3) dan masih belum tercapai kesepakatan dalam jangka waktu paling lama 6 (enam) bulan sejak kewajiban penyampaian jaminan kesungguhan sebagaimana dimaksud pada ayat (3), jaminan kesungguhan tersebut dikembalikan kepada pembayar jaminan dan Wilayah Kerja dilelang.

(5) Dalam ha1 tercapai kesepakatan pengusahaan antara Kontraktor Minyak dan Gas Bumi dan Kontraktor PKP2B atau Pemegang KP Batu bara, maka jaminan kesungguhan sebagaimana dimaksud pada ayat (2) dikembalikan kepada pembayar jaminan.

Pasal 34

Pada saat Peraturan Menteri ini berlaku terhadap pelaksanaan penelitian, pengkajian dan pengembangan Gas Metana Batu bara yang telah dilaksanakan oleh Lembaga Penelitian dan Institusi Tertentu sebelum ditetapkannya Peraturan Menteri irli dapat tetap dilaksanakan dan wajib melaporkan hasilnya kepada Menteri dengan tembusan kepada Direktur Jenderal.

BAB XKETENTUANPENUTUP

Pasal 35

Pada saat Peraturan Menteri ini mulai berlaku, Peraturan Menteri Energi dan Sumber Daya Mineral Nomor 033 Tahun 2006 tentang Pengusahaan Gas Metana Batu bara, dicabut dan dinyatakan tidak berlaku.

Pasal 36

Peraturan Menteri ini mulai berlaku pada tanggal ditetapkan.

buku gas metana batubara.pdf

Documents